WWW.NET.KNIGI-X.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Интернет ресурсы
 

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

«ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА РАЗВЕДОЧНОЙ И ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОФИЗИКИ Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной 100-летию Пермского университета, ...»

-- [ Страница 3 ] --

при современных высоких требованиях к моделям ГПЗ их точностные характеристики должны оцениваться с особой тщательностью, что предполагает комплексное использование всех описанных в данной работе методов оценки точности;

в качестве контрольных данных при апостериорной оценке точности моделей ГПЗ целесообразно использовать данные, которые для тестируемой модели могут считаться независимыми, в том числе детальные гравиметрические съемки, включая данные аэрогравиметрических съемок;

на протяжении последних 15 лет точность моделей ГПЗ неуклонно возрастала, что позволяет выработать практические рекомендации по использованию моделей при уточнении аномалий гравитационного поля Земли.

Литература

1. Конешов В. Н., Непоклонов В. Б., Столяров И. А. К вопросу исследования аномального гравитационного поля в Арктике по данным современных моделей геопотенциала // Физика Земли, 2012. №7. С. 35–46.

2. Мориц Г. Современная физическая геодезия. Пер. с англ. М.: Недра.

1983. 392 с.

3. Sjberg L. E. On the quasigeoid to geoid separation // Manuscr. Geod, 1995. 20. P. 182–192.

4. Непоклонов В. Б. Компьютерные модели аномального гравитационного поля Земли // Изв. вузов. Геодезия и аэрофотосъемка, 1998. № 6. С. 104– 106.

5. Каула У. Спутниковая геодезия. Теоретические основы. М.: Мир, 1970. 172 с.

6. Pellinen L. P. Estimation and application of degree variances of gravity // Studia Geophysica et Geodaetica, 1970. Vol. 14. Issue 2. P. 168–173.



7. Пеллинен Л. П. Вычисление сглаженных аномалий силы тяжести по альтиметрическим и гравиметрическим данным / Сборник научных трудов ЦНИИГАиК. Физическая геодезия. М.: ЦНИИГАиК, 1992. C. 3–39.

8. Moritz Н. Covariance functions in least-squares collocation. Report No.

240, Department of Geodetic Science, The Ohio State University, 1976. 45.

9. Jekeli С, Yanh H. J., Kwon J. H. Evaluation of EGM08 – globally and locally in South Korea / Newton's Bull, 2009. 4. P. 38–49.

10. Cheng M., Ries J.C., Chambers D.P. Evaluations of the EGM-2008 gravity model //BGI Newton’s Bulletin, 2009. № 4. P. 18–23.

11. Gruber Th., Viesser P.N.A.M., Ackermann Ch., Hosse М. Validation of GOCE gravity field models by means of orbit residuals and geoid comparisions // Journal of Geodesy, 2011. 85. P. 845–860.

12. Forste, Ch. et al. The GFZ/GRGS satellite and combined Gravity Field Modesl EIGEN-GL04S1 and EIGEN-GL04C // Journal of Geodesy, 2008. 82. P.

331–346.

13. Gruber Th. Validation concepts for gravity field models from satellite missions. In: Lacoste H (ed) Proceedings of the 2nd international GOCE user workshop «GOCE, The Geoid and Oceanography». ESA SP-569, 2004.

14. Arabelos D. N., Tscherning С. С. A comparison of recent Earth gravitational models with emphasis on their contribution in refining the gravity and geoid at continental or regional scale // J. Geod, 2010. 84. P. 643–660.

15. Непоклонов В. Б., Зуева А. Н., Плешаков Д. И. Вопросы разработки и применения систем компьютерного моделирования для глобальных исследований гравитационного поля Земли //Известия Вузов. Геодезия и аэрофотосъемка, 2007. № 2. C. 79–97.

16. Конешов В. Н., Непоклонов В. Б., Сермягин Р. А., Лидовская Е. А. Об оценке точности глобальных моделей гравитационного поля Земли // Физика Земли, 2014. № 1. С. 129–138.





–  –  –

INFORMATIVITY OF THERMOBARIC PARAMETERS OF

METAMORPHYC ROCKS AT PETROPHYSICAL MODELLING

В работе впервые приведены экспериментальные данные об одновременном изменении плотности () и скорости упругой продольной волны (VP) с глубиной (,VP = f(PT) = f(H)) главных разновидностей гнейсов центральной части Украинского щита (УЩ). Коллекция представлена биотитовыми, пироксен-биотитовыми, амфиболбиотитовыми, амфиболовыми, амфибол-пироксеновыми, двупироксеновыми гнейсами. В результате статистической обработкой результатов эксперимента и петрографического анализа исследуемых групп гнейсов было установлено, что VP и в них коррелируются с увеличением процентного содержания пироксенов и амфиболов и уменьшением количества плагиоклаза (андезин, лабрадор) и биотита, т.е. с изменением гнейсов от биотитовых к пироксеновым и амфиболовым разновидностям (рис. 1). Более низкие значения скоростей у биотитовых гнейсов связаны с наличием слоистого биотита, у которого вдоль и в крест слоистости они значительно отличаются (в слоистых минералах:

биотит, мусковит – V [ 0 0 1 ] V [ 0 1 0 ] =V [ 1 0 0 ] ) и отсутствием в составе этих пород высокоскоростных амфибола и пироксена, а также с присутствием менее основного плагиоклаза (олигоклаза). Наибольшая величина скорости у биотита наблюдается в плоскости (001) вдоль спайности. Эта связь со структурными особенностями минералов сохраняется и в породах, которые содержат такие минералы. Таким породам свойственна значительная анизотропия скорости распространения упругой волны. Кроме того, метаморфические породы в процессе своего развития неоднократно претерпевают воздействие высоких Р и Т различной длительности, что способствует изменению структуры породы (иногда уменьшению микротрещин, совершенствованию межзерновых границ). У метаморфических пород скорости увеличиваются от низших стадий метаморфизма к высшим, и в большей степени зависят от минерального состава, чем от структурно-текстурных особенностей.

,г/см 3,15 2,73 2,71 2,75 2,77 2,79 2,81 2,85 2,87 3,13 3,17 3,19 3,21 <

–  –  –

2,83 3,11 3,23

–  –  –

Рис. 1. Изменение с глубиной VP и для различных образцов гнейсов.

1 – гнейс биотитовый, 2 – гнейс пироксен-биотитовый, 3 – гнейс амфибол-биотитовый, 4 – гнейс амфиболовый, 5 – гнейс двупироксеновый, 6 – гнейс амфибол-пироксеновый Суть экспериментальных исследований сводится к определению упруго-плотностных параметров пород в зависимости от программного изменения в аппарате высокого давления РТ-характеристик, соответствующих их конкретным значениям на различных глубинах литосферы. Образец породы в эксперименте как бы «погружается» на определенную глубину. При этом контролируются его характеристики (время распространения упругой волны и декремент изменения его объема). С увеличением глубины, другими словами, термобарических параметров опыта, воздействующих на образец породы, после некоторого увеличения VP и наблюдается область их уменьшения. Затем VP и вновь возрастают. Таким образом, на зависимостях,VP = f(PT) = f(H) на глубинах примерно 520 км образуются зоны низких скоростей и плотностей. Таким образом, просматривается инверсия этих параметров с глубиной (рис. 1) [13].

Исследования показали, что законормерности изменения плотностей и скоростей упругих продольных волн при воздействии на образцы гнейсов высоких Р и Т мало зависят от минерального состава.

Также было установлено, что метаморфическим породам свойственен более слабый рост значений упругих скоростей с увеличением давления, по сравнению с интрузивными породами, особенно в начальном интервале воздействия давления. Возможно, это связано с неоднократным воздействием на такие породы Р и Т в ходе их метаморфических преобразований.

Для пород также установлено, что изменение скорости и плотности пород на глубинах 320 км с проявлением зон инверсий VP и существенно изменят зависимости VP = f() в отличии от принятых линейных среднестатистических. Это дало возможность уточнить VP = f() на различных глубинах и для изученных разновидностей гнейсов. Сопоставляя статистические линейные зависимости VP = f() с таковыми для отдельных образцов гнейсов, очевидно существенное несовпадение данных. Для гнейсов конкретного минерального состава зависимости VP = f() имеют сложную форму. Именно в зоне инверсии скорости и плотности традиционная линейная зависимость «скоростьплотность» нарушается. Нет соответствия корреляционной зависимости: большей плотности пород соответствует большая скорость (рис.

2).

–  –  –

Рис. 2. График зависимости VP=f() для всех разновидностей гнейсов на различных глубинах (цифры на кривых соответствуют глубинам Н в км) При сейсмо-гравитационом петрофизическом моделировании на этом участке глубин необходим подбор плотностей корового минерального вещества, непосредственно по отдельным образцам пород, имеющим соответствующие скорости и конкретные плотности. В этом случае не будут пропущены аномальные области разуплотнения минерального вещества от действующих на определенных глубинах давлений и температур.

Как и зоны низких сейсмических скоростей, горизонты пониженной плотности (по экспериментальным данным), чувствительны к температурным режимам земной коры. С повышением температурных режимов земной коры снижается плотность пород, активизируется способность пород к разуплотнению. Зоны пониженных VP и из известных глубинных аномалий физических полей наиболее доступны для изучения различными геолого-геофизическими методами, в том числе сверхглубоким бурением, что способствует их наиболее детальному и перспективному изучению с целью поисков полезного минерального сырья и уточнения глубинного строения Земли. Материалы этих исследований были использованы при построении соответствующих моделей распределения пород с глубиной для отдельных участков УЩ.

Таким образом, экспериментально установлено, что для различных разновидностей гнейсов УЩ (как и для изверженных пород) на зависимостях,VP = f(PT) = f(H) образуются зоны инверсии плотности шириной 515 км и скорости распространения упругих продольных волн шириной 320 км, которые чувствительны к температурным режимам земной коры. Эти распределения VP и с глубиной используются на первом этапе сейсмо-гравитационного моделирования. С повышением глубинного теплового потока снижается плотность пород, активизируется способность пород к разуплотнению, повышается их проницаемость и гигроскопичность, т.е. активизируется процесс перемещения флюидов, и, как следствие, происходит метаморфическое изменение пород. Другими словами, эти зоны пониженной VP и являются наиболее активными горизонтами современных геологогеофизических преобразований минеральной среды земной коры. Их наличие может служить критериями поиска полезных ископаемых, поскольку они наиболее проницаемы для мигрирующих минеральных сред в земной коре.

Литература

1. Корчин В. А. Термодинамика коровых зон низких сейсмических скоростей (новая научная гипотеза). Saarbrcken: LAP Lambert Academic Publishing, 2013. 280 с.

2. Буртный П. А., Корчин В. А., Карнаухова Е. Е. Моделирование вещественного состава глубинных горизонтов земной коры (новая концепция интерпретации геофизических данных). Saarbrcken: LAP Lambert Akademic Publishing, 2013. 188 c.

3. Корчин В. А., Буртный П. А., Коболев В. П. Термобарическое петрофизическое моделирование в геофизике. Киев: Наукова думка, 2013. 312 с.

–  –  –

Характерным отличительным признаком карбонатных пород является кавернозность. Наиболее интенсивно и широко она развита под поверхностями несогласного залегания отложений, в зонах проявления палеовыщелачивания [3]. Практическая значимость ее обусловлена тем, что ёмкостные свойства представляют один из основных параметров пласта, определяющих запасы и методы разработки, а также устойчивой тенденцией увеличения количества залежей, связанных с каверно-поровыми коллекторами [1, 2].

Конкретные определения каверно-поровой ёмкости турнейскофаменских отложений были произведены объёмометрическим методом. Для этого объём минералогического скелета (Vск) находили по формуле Vск = (Рс – Рн/ж)/ж, которая даёт достоверные результаты независимо от степени кавернозности, где Рс и Рн/ж – соответственно масса образца сухого в воздухе и насыщенного в жидкости, а ж – плотность насыщающей жидкости и той, в которой производится взвешивание. Объём устанавливается геометрически (Vог) на образцах правильной цилиндрической формы. Расчёт коэффициента каверн и пор (Кпк) производится по формуле Кпк = 1 – (Рс – Рн/ж)/0,7855 · d2 · Н · ж, где d и Н – соответственно диаметр и высота цилиндра. Емкость пор (Кп) пористой части породы находили по отдельным кусочкам без видимых внешних каверн и контролировали по нестандартным цилиндрическим образцам (диаметр 9 мм, высота 20 мм), высверленным из пористой части керна.

Ёмкость отдельно каверн Кк находили по разнице между суммарным объёмом пустот и поровым: Кк = Кпк – Кп. Если принять, что закрытая пористость у пород отсутствует, т.е. Кп определена достоверно, то ёмкость каверн должна быть близка к реальной. Справедливость такого допущения подтверждается совпадением минералогической плотности пород на контрольной выборке с плотностью кальцита. По данным других регионов закрытая пористость не наблюдается при Кп 10 %, а при Кп 6 % не превышает 0,8 % [5].

В соответствие с изложенным методическим подходом были исследованы на кавернозность 111 образцов. Представление об абсолютной кавернозности и преобладающих её значениях даёт распределение, построенное для турнейско-фаменских отложений совместно (рис. 1). Которое показывает, что различные классы кавернозности развиты неодинаково, наиболее часто кавернозность встречается в интервале 04 %, среднее значение ее составляет 2,4 %, а максимальные достигают 8 %. На долю пород с высокой кавернозностью (условно более 4 %) приходится около 13 %.

Рис. 1. Встречаемость абсолютных значений кавернозности в нефтенасыщенных породах карбонатных продуктивных отложений Информация о кавернозности отложений становится полнее, если рассматривать распределения встречаемости кавернозности fКк, поинтервальных средних значений Кк и ее доли Кк с учётом суммарных ёмкостных свойств пород (пор и каверн – Кпк) (рис. 2). Особенность встречаемости fКк состоит в постепенном увеличении до 12– 13 % в диапазоне Кпк до 14–15 %, после чего значения fКк уменьшаются и при Кпк 21 % становятся минимальными. Отсюда следует, что в породах с высокими коллекторскими свойствами кавернозность встречается эпизодически, но проявляется интенсивно.

Рис. 2. Встречаемость абсолютной (f Кк), средней ( Кк ) и относительной (Кк) кавернозности Тенденция роста средней поинтервальной кавернозности Кк до 8 % по мере увеличения Кпк выражена более устойчиво и максимум ее приходится на Кпк 18–19 %. Поинтервальная доля кавернозности Кк максимальна (63 %) при Кпк 3–4 %, а затем по мере увеличения Кпк достаточно монотонно снижается до 13–18 %. При таких особенностях кавернозность может существенно отразится на средней нефтенасыщенности пород, а потому должна учитываться при геометризации этого параметра.

В результате исследований кавернозности для карбонатных пород была установлена зависимость между поровым Кп и кавернопоровым Кпк объемами. Для известняков и доломитов турнейскофаменских отложений она оказалась практически единой (рис. 3).

Рис. 3. Сопоставление объемов пустотного пространства в кавернозных карбонатных породах Степень корреляции параметров высокая, поэтому зависимость может использоваться при интерпретации ёмкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов как по керновым данным, так и по материалам ГИС.

Кавернозность карбонатных пород должна учитываться при расчёте нефтенасыщенности, поскольку в каверне из-за отсутствия капиллярного давления вода если и имеется, то только в пленочном состоянии. Если иметь в виду, что только одна каверна диаметром в 2 мм равна объему одного миллиона пор со средним характерным размером в 20 мкм, то становится понятным значимость кавернозности при определении нефтенасыщенного объёма пород. Упрощенная схема определения нефтенасыщенности кавернозных пород состоит в следующем. Общий объем пор и каверн находится по данным ГИС. Согласно установленной зависимости (рис. 3) находятся отдельно объёмы каверновых и поровых пустот. Нефтенасыщенность каверн, как это принято [4], приравнивается к единице, а для пористой части оценивается через остаточную водонасыщенность. Отсюда средняя нефтенасыщенность породы определяется с учётом долевого вклада пор и каверн относительно-суммарного каверно-порового объема.

Результаты изучения литолого-коллекторских особенностей турнейско-фаменских карбонатных пород сводятся к следующему.

В пределах южной платформенной части Пермского Прикамья турнейские отложения сложены преимущественно сгусткововодорослевыми известняками. Среди пористых пород преобладают водорослевые, а среди плотных – сгустковые, водонасыщенные части пластов представлены сгустково-детритовыми известняками.

Фаменские отложения отличаются преобладанием комковатых известняков среди пористых пород и сгустковых среди плотных. Доломиты встречаются преимущественно среди плотных пород тех и других отложений. В пределах конкретных месторождений состав отложений может существенно отличаться.

Присутствие кавернозности и трещиноватости является характерной особенностью пород. Приурочены они к преобладающим литотипам пород и тяготеют преимущественно к их плотным разностям. На каждом месторождении интенсивность развития каверн и трещин различная. В турнейских отложениях они развиты сильнее. На пористые породы пл. Т1 - Т3 приходится около 4 % трещиноватых и 10 % кавернозных против соответственно 40 % и 33 % в плотных. В фаменских отложениях на трещиноватые приходится 16 % среди пористых и 26 % среди плотных пород, тогда как кавернозные развиты примерно в одинаковом количестве. В пределах структурно-тектонических элементов трещиноватость тяготеет к их купольным зонам, в мульдообразных участках она практически отсутствует. Для кавернозности строгой приуроченности к элементам поднятий не отмечается.

Для фильтрационных свойств пород свойственна высокая анизотропия, положительная составляет в среднем +(58 75 %), отрицательная – (48 55 %). В последнем случае она обусловлена наличием микротрещиноватости.

Пористость и трещиноватость нефтенасыщенных турнейских отложений как на отдельных месторождениях, так и в целом больше, чем у фаменских: 11,9 % и 11 фм2 против 9,8 % и 5,1 фм2.

Для порового типа коллектора между проницаемостью и пористостью существует тесная зависимость, которая на каждом месторождении описывается своим уравнением. Для трещиноватых пород зависимости резко отличаются.

Среди турнейско-фаменских отложений нефтенасыщенными могут быть породы с самой минимальной пористостью. Среди неколлекторов их доля составляет в фаменских 53,4 %, а в турнейских отложениях 25,8 %. Реальные средние значения нефтенасыщенности турнейских коллекторов больше и достигают 75 %, тогда как в фаменских они равны 56 %.

Абсолютные значения кавернозности пород достигают 8 %, но наиболее вероятные встречаются в интервале 0–4 %. С увеличением суммарного пустотного объема кавернозность встречается чаще, растет поинтервальная средняя кавернозность и уменьшается доля кавернозности. Между поровым и суммарным каверно-поровым объемами установлена тесная зависимость, которая может использоваться для раздельной оценки кавернозности по материалам ГИС.

Литература

1. Ахметов Р. Т. Определение литологического состава и пористости карбонатных пород путем анализа диаграмм комплекса ГИС в масштабе пористости. Уфа, тр. БашНИПИнефть, 1996. C. 37–47.

2. Багринцева К. И. Особенности формирования и свойства карбонатных коллекторов сложного строения // Особенности строения и формирования сложных коллекторов: Сб. научн.тр. ВНИГНИ, 1982. Вып. 239. С. 3–21.

3. Бетехин А. Г. Минералогия. М.: Госгеолиздат, 1950. 580 с.

4. Гудок И. С., Богданович Н. Н., Мартынов В. Г. Определение физических свойств нефте-водосодержащих пород. М.: Недра, 2007. 672 с.

5. Митрофанов В. П. Особенности фильтрационно-ёмкостных свойств карбонатных коллекторов Соликамской депрессии. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. 113 с.

–  –  –

COMPLEX ANALYSIS OF GEOPHYSICAL FIELDS

IN GEOINFORMATION SYSTEM ARCGIS

Комплексный анализ полей является неотъемлемым элементом интерпретации геофизических данных, обеспечивая качественную интерпретацию и районирование территории по оценке природы источников геофизических аномалий. Для его осуществления в нашей стране используются, как правило, специализированные пакеты программ: КОСКАД-3D (РГГРУ), ПАНГЕЯ (ЗАО «Пангея»), MultAlt (ВИРГ – Рудгеофизика – Геотехника), ГИС-ИНТЕГРО (ВНИИгеосистем) и т.д. [5]. В то же время современные геоинформационные технологии обладают обширным инструментарием для многомерного анализа пространственных данных и проведением на его основе без эталонной и эталонной классификации объектов [2].

В рамках данной работы была изучена эффективность использования геоинформационной системы ArcGIS для комплексного анализа потенциальных полей на территории Пермского края. В качестве исходных данных карты аномалий Буге и аномалий магнитного поля масштаба 1:1 000 000.

На первом этапе с помощью инструмента интерполяции Топо в растр были созданы качественные растровые (грид) модели гравитационного и магнитного полей, сопоставление которых с картами глубинного строения Пермского края [3] показало, что аномалии гравитационного поля находятся в тесной корреляционной зависимости с глубиной залегания кровли кристаллического фундамента, а интенсивность аномалий магнитного поля, вероятно, обусловлена особенностями глубинного строения кристаллического фундамента.

Затем для детального анализа морфологии потенциальных полей с помощью инструмента Уклон [2] были рассчитаны грид-модели первых горизонтальных производных потенциальных полей и выделены их линеаменты, которые, как показал анализ, приурочены в основном к границам основных структурно-тектонических элементов региона.

Полученные цифровые модели гравитационного и магнитного полей и их первых горизонтальных производных были использованы для районирования территории Пермского края на основе без эталонной классификации методами главных компонент и максимального подобия. Полученные результаты хорошо согласуются между собой.

С помощью метода главных компонент (Principal Component Analysis) осуществлялось преобразование данных из входного многомерного пространства геофизических полей в новое пространство, оси (главные компоненты) которого не коррелированны. В результате анализа выделена первая главная компонента, которая содержит 7090 % всей энергии (дисперсии) комплекса потенциальных полей [4], и на ее основе проведено районирование территории по комплексу атрибутов (рис. 1).

Метод максимального подобия (Maximum Likelihood Classification) позволяет осуществить разделение территории по комплексу признаков на конечное число однородных областей (классов) с заранее неизвестными статистическими характеристиками [4]. В результате кластеризации потенциальных полей методом мигрирующего среднего были выделены 4 класса, средние значения признаков внутри каждого из них приведены в табл. 1.

Таблица 1 gБ, мГал Tа, нТл Класс Gxy, мГал/м Txy, нТл/м 6,58 287,94 1 0,037 0,84 4,13 65,08 2 0,033 0,88 3 6,17 136,89 0,028 1,12 4 5,56 439,50 0,028 1,68 Полученный файл сигнатур послужил основой для построения зонального растра (рис. 2), отражающего схему классификации потенциальных полей методом максимального подобия.

Следует отметить, что пространственное положение границ отдельных классов хорошо согласуется с локализацией разрывных нарушений и ослабленных зон кристаллического на общепринятой схеме тектонического районирования фундамента Пермского Приуралья [3]. Кроме того, результаты районирования потенциальных полей, выполненные в рамках данной работы, не противоречат материалам, полученным при классификации геофизических полей методом kсредних [1].

–  –  –

Литература

1. Бычков С. Г., Неганов В. М., Мичурин А. В. Нефтегазогеологическое районирование территории Пермского края // Нефтегазовое дело, 2010. 28 с.

[Электронный ресурс].

2. Митчелл Э. Руководство ESRI® по ГИС анализу, 1999.

3. Проворов В. М. Тектоника // Минерально-сырьевые ресурсы Пермского края: Энциклопедия. Пермь, 2006. С. 63–74.

4. Теоретические основы обработки геофизической информации: учебное пособие / А. А. Никитин, А. В. Петров. 3-е изд., дополненное. М.: ВНИИгеосистем, 2013. 118 с.

5. Черемисина Е. Н., Никитин А. А. Геоинформационные системы и технологии: Учебник для вузов. М.: ГНЦ РФ ВНИИгеосистем, 2010. 376 с.

–  –  –

ABOUT MATHEMATICAL MODELLING OF THE RADON

TRANSFER PROCESSES IN GEOLOGICAL MEDIA

Моделирование процессов переноса радона в геологических средах, максимально приближенных при их описании к реальным, является сложной задачей, поскольку геологическая среда является неоднородной, с заметно различающимися физико-геологическими характеристиками пород ее составляющих [1].

Согласно теории эманационного метода в радиометрической разведке перенос радона из пористого однородного грунта к земной поверхности осуществляется с помощью механизмов диффузии, конвекции и адвекции [2].

Следует отметить, что среди специалистов нет единого мнения о механизмах формирования радоновых полей, о параметрах, характеризующих радоновое поле и подлежащих измерению. Одни считают, что основную информацию о возмущающих объектах и геологических структурах несет концентрация радона в почвенном (подпочвенном) пространстве и/или атмосферном воздухе, другие – что только плотность потока радона через дневную поверхность способна дать необходимую и достоверную информацию об источниках радона и глубинных структурах, через которые проходит радон и которые формируют радоновые аномалии [3].

Математическое моделирование процессов распределения радона в грунте и его стока в приземный слой атмосферы связано с решением краевых задач математической физики для уравнений параболического типа. Построение математических моделей, разработка алгоритмов решения и программ расчета процессов распространения радона – актуальная задача, имеющая практическое значение во многих научных направлениях и областях.

Достаточно большое количество работ посвящено построению и исследованию математических моделей процессов переноса радона.

Большинство из них основано только на одномерных диффузионных, диффузионно-конвективных или диффузионно-адвективных математических моделях в однородных геологических средах. Стоит отметить тенденцию к росту публикаций по расчету функции объемной активности радона для неоднородных трехмерных математических моделей.

В настоящей работе исследуется математическая модель трехмерной задачи диффузии-адвекции радона в кусочно-постоянных слоистых средах с включениями, учитывающая анизотропию диффузионных свойств подобластей геологической среды (1), которая имеет следующий вид [4]:

Ai. j ( P, t ) Ai. j ( P, t ) = div ( Di. j Ai. j ( P, t )) + i. j ( Ai. j ( P, t ) Ai. ), t z P = P( x, y, z ) i. j, i = 0, N, j = 0, M i ;

((Di.0 Ai.0 ( P, t ), n)+ i.0 Ai.0 ( P, t )) = i.0

–  –  –

i. j, i = 0, N, j = 1, M i. Если область 0.0 приземный слой атмосферы, то в задаче (1) следует положить A0. = 0. При M 0 0 включения 0.1,, 0.M 0 могут описывать жилые и производственные сооружения. Переменная t 0 время.

Способ ее решения основан на сочетании методов интегральных преобразований Лапласа, интегральных представлений по формуле Остроградского с построением функции Грина в слоистой среде без включений и интегральных уравнений Фредгольма II рода, возникающих по границам раздела сред.

В соответствии с предложенным способом решения задачи средствами компьютерной системы Maple разработаны программы, реализующие численные алгоритмы нахождения функции нормального поля радона, функции Грина в кусочно-однородной горизонтальнослоистой среде с плоскопараллельными границами, обращения интегрального преобразования Лапласа и функции аномального поля радона, учитывающей влияние анизотропных включений.

С помощью разработанного программного комплекса проведены сравнения с данными натурных экспериментов для случая однородных кусочно-постоянных сред и вычислительные эксперименты по исследованию процессов диффузии-адвекции радона в кусочнопостоянных анизотропных слоистых средах с включениями и взаимному влиянию параметров математической модели. Выявлено, что учет анизотропии при моделировании процессов переноса радона в геологических средах приводит к существенному изменению поля объемной активности радона и является значимым фактором, необходимым при описании математической модели поля в реальных геологических средах [5].

Предложенные комбинированные методы и алгоритмы являются развитием теории решения краевых задач для уравнений тепломассопереноса в кусочно-постоянных анизотропных средах и позволяют решать практические задачи в трехмерных кусочно-постоянных анизотропных слоистых средах с анизотропными включениями.

Формулируется обратная структурная задача поиска аппроксимированной сплайнами границы геологической среды, как экстремали регуляризирующего функционала А. Н. Тихонова, по данным приземных и скважинных измерений поля радона.

Литература

1. Яковлева В. С. Диффузионно-адвективный перенос радона в многослойных геологических средах // Известия Томского политехнического университета. 2009. Т. 315, № 2. С. 6772.

2. Новиков Г. Ф., Капков Ю. Н. Радиоактивные методы разведки. Л.:

Недра, 1965. 759 c.

3. Хайкович И. М. Математическое моделирование процессов миграции радона // Аппаратура и новости радиационных измерений (АНРИ). 1996/97.

№3 (9). C. 99107.

4. Кризский В. Н., Нафикова А. Р. Математическое моделирование процессов диффузии-адвекции радона в кусочно-постоянных анизотропных слоистых средах с включениями // Вестник Южно-Уральского государственного университета. Математическое моделирование и программирование, 2014. Т.

7. № 2. С. 3845.

5. Нафикова А. Р. Математическое моделирование процессов переноса радона в кусочно-постоянных анизотропных слоистых средах с включениями // XVII Уральская молодежная научная школа по геофизике. Сборник докладов. Екатеринбург, ИГф УрО РАН, 2016 г. С. 135138.

–  –  –

Общая характеристика месторождения. На месторождении Белый Тигр (рис. 1) выделяются 4-е объекта разработки – породы фундамента, отложения нижнего олигоцена, верхнего олигоцена и нижнего миоцена. Фундамент является главным объектом, имеющим высокую продуктивность и основные запасы. Отложения средней части верхнего олигоцена являются хорошими нефтематеринскими породами [1].

<

Рис. 1. Положение месторождения Белый Тигр

Коллекторы кристаллического фундамента характеризуются трещинно-кавернозной пористостью, имеют различное распределение как по площади, так и по разрезу. Изучение методами каротажа генезиса и характера распространения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов фундамента является актуальной задачей.

Тектонический фактор. Месторождение Белый Тигр находится в сложном тектоническом отношении центральной части Кыулонгского бассейна (рис. 2).

Рис. 2. Тектоническая схема Юго-Восточной Азии (с использованием [2]):

1 – континентальные плиты; 2 – микроконтиненты; 3 – океанические плиты;

4 – контуры новообразованной в результате спрединга океанической коры окраинных морей; 5– древние шельфы; 6 – современные шельфы;

7 – островодужные вулканиты; 8 – коллизионные гранитоиды; 9 – складчатые комплексы; 10 – зоны субдукции: а) активные (конвергентные границы плит),

б) неактивные; 11 – трансформные границы плит и микроплит; 12 – нечеткие границы плит и микроплит, проводимые по зонам рассеянной сейсмичности;

13 – активные (современные) зоны спрединга; 14 – крупные рифты;

15 – современный вулканизм; 16 – направление движения плит; 17 – разломы;

18 – сдвиги; 19 – Кыулонгский бассейн В результате столкновения Индийской плиты и Евразиатской (в позднем олигоцене) Индокитайская плита двигается к юго-востоку.

Вследствие этого возникло сжимающее тектоническое напряжение с эпицентром на северо-западе Кыулонгского бассейна. Тектоническая фаза сжатия в позднем олигоцене оказала дифференциальное влияние на процесс образования пустотности фундамента месторождения Белый Тигр [3]. Наибольшее влияние тектонического фактора, вероятно, сказывается на породах Центрального и Северного блоков, где фундамент взброшен до 2 км (рис. 3).

Рис. 3. Поперечные геологические разрезы Северного, Центрального и Южного блоков месторождения Белый Тигр Методы каротажа скважин. Используется комплекс каротажных исследований, который можно разделить на две группы методов [4]. Комплекс традиционных методов изучения литологии и плотности включает акустический с регистрацией продольной волны, нейтрон-нейтронный каротаж и другие радиоактивные каротажи. Петрофизическая основа комплексной интерпретации опирается на множественность минерального состава и модель порового пространства, которая состоит из трещин, каверн и структурных пор.

Методы изучения трещиноватости пород – включают методы удельного электрического сопротивления (боковой каротаж) и сканирования (FMI – электрическое сканирование, DSI – акустический сканирующий каротаж, UBI – ультразвуковое акустическое зондирование). Методы, входящие во вторую группу, позволяют выявить зоны дробления, трещиноватости и определить трещинную пористость, параметры трещин.

Результаты интерпретации данных каротажа. Центральный и Северный блоки имеют наибольшую вторичную пористость. В меньшей степени влияет тектонический фактор на породы Южного блока, где вторичная пористость умеренно низкая. Восточное крыло, наиболее удаленное эпицентрам олигоценового тектонического сжатия, меньше всего подвергнуто тектоническому воздействию и имеет самую низкую вторичную пористость (рис. 4).

Рис. 4. Изменение вторичной пористости (Кпвт) пород-коллекторов фундамента месторождения Белый Тигр от глубины: а) Центральный блок (108 скважин); б) Северный блок (37 скважин); в) Южный блок (8 скважин);

г) Восточное крыло (12 скважин) Заключение. Выявлена устойчивая закономерность изменения (уменьшения) с глубиной пористости пород-коллекторов фундамента.

Вероятно, что главным фактором, обуславливающим образование вторичной пустотности в породах фундамента, является тектонический, который с глубиной уменьшает свое влияние.

Полученные результаты по генезису коллекторов месторождения Белый Тигр важны в решении фундаментальной проблемы нефтегазоносности кристаллических пород.

Литература

1. Серебренникова О. В., Ву В. Х., Савиных Ю. В., Красноярова Н. А.

Генезис нефтей месторождения Белый Тигр (Вьетнам) по данным о составе насыщенных ациклических углеводородов // Известия ТПУ. 2012. Т. 320. № 1.

С. 134–137.

2. Игнатова В. А. Сравнение геодинамических моделей и нефтегазоносности бассейнов Дальнего Востока России и Юго-Восточной Азии // Тихоокеанская геология, 2010. Т. 29. № 2. C. 27–42.

3. Арешев Е. Г., Гаврилов В. П., Донг Ч. Л., Киреев Ф. А., Шан Н. Т. Модель геодинамического развития континентального шельфа юга СРВ // Нефтяное хозяйство, 1996. № 8. С. 15–17.

4. Нгуен Х. Б., Исаев В. И. Геофизические исследования скважин при изучении коллекторов в кристаллическом фундаменте месторождения Белый Тигр // Геофизический журнал, 2013. Т. 35. № 3. С. 131–145.

А. В. Овчаренко Институт геофизики УрО РАН, г. Екатеринбург

НЕОБХОДИМОСТЬ УЧЕТА РЕЛЯТИВИСТКИХ ЭФФЕКТОВ

В ПРИКЛАДНОЙ РАЗВЕДОЧНОЙ ГРАВИМЕТРИИ

–  –  –

NEED OF THE TAKING INTO ACCOUNT THE RELATIVISTIC

EFFECTS FOR APPLIED GRAVITY MEASUREMENTS

Современный обзор мониторинговых гравиметрических данных, методов их обработки и интерпретации представлен, например, в работе [1]. Основным источником астрономических констант и параметров в настоящей работе служила книга [2].

Рассматривается гипотеза, которая, по мнению автора, лучше всего объясняет характерные феномены неприливных вариаций гравитационного поля. Далее выполняются теоретические расчеты на этой основе, а затем характерная амплитуда релятивистских вариаций сопоставляется с точностью современных гравиметрических приборов.

Автор считает, что если амплитуда расчетных релятивистских эффектов превышает современную точность гравиметрических приборов (1 мкГл), то цель данной работы будет достигнута. Детальное сравнение релятивистских эффектов с реальными феноменами неприливных вариаций гравитационного поля, является предметом отдельной работы.

При расчете суммарных компонент и модуля скорости использовались известные формулы Лоренца-Пуанкаре-Эйнштейна [310] для сложения скоростей, продольного сжатия и изменения массы.

При этом для сложения фактических скоростей движений Земли (вращение вокруг собственной оси 0,465 км/с, орбитальное движение вокруг Солнца 29,79 км/с, движение в Галактике 250 км/с, движение в разбегании галактик) с точностью 10-5 можно применить обычные формулы Галилея.

Т.е. с этой точностью можно пользоваться обычным покомпонентным сложением векторов. Еще две СТО формулы (1, 2) описывают изменение массы и размеров движущихся тел [310] m = m0 / 1 (V / c ), (1) l = l0 1 (V / c ). (2) Здесь нулевые индексы относятся к массе покоя и длине покоя.

Из этих формул следует, что:

А. Масса Земли должна иметь вариации годового и геологического (галактического) периода;

Б. В недрах Земли должны возникать закономерные вариации плотности полусуточного периода;

В. Форма геоида должна иметь закономерные вариации суточного и годового периода;

Г. В соответствии со следствиями АВ должны возникать закономерные вариации ускорения силы тяжести на поверхности Земли и в ее недрах.

Для количественного определения величины этих следствий (АГ) выполним вычисления по указанным формулам (12). Если величина релятивистского эффекта превышает точность современных инструментальных гравиметрических наблюдений, то цель данной работы будет достигнута.

Применялся следующий порядок вычисления. Вначале вычислялась приближенная (с точностью 10-5) релятивистская скорость точек на поверхности Земли по формулам Галилея. Далее выполнялись вычисления по формулам (1) и (2), затем вычислялась универсальная функция множитель Лоренца [37]. Множитель Лоренца является безразмерной величиной. В нашем случае он является функцией времени, поскольку суммарная скорость движений с вращениями является время зависимой (t ) = 1 / 1 (V (t ) / c ), (3) m = (t ). (4) m0 Оценка годовых вариаций гравиметрических эффектов на поверхности сферической Земли основана на тождестве отношений масс и ускорений m g 0 980.665 cm / c.

g (t ) = (5) m0 Оценка вариаций размеров Земли (геоида) в направлении ее эффективного релятивистского движения R (t ) 6378164 м. (6) Поскольку Земля и наблюдатель на ней вращаются, а пространственное расположение релятивистского сжатия фиксировано по направлению эффективного релятивистского движения, то наблюдатель (прибор) в произвольной точке поверхности Земли будет периодически располагаться за счет релятивистского сжатия ближе или дальше от ее центра. По этой причине будет возникать дополнительный гравиметрический эффект, связанный с вертикальным градиентом нормального гравитационного поля Земли, равным приближенно 0,3086 мГал/м g (t ) def = ( Rrel R0 ) 0,3086 мГал. (7) Суммарные гравиметрические вариации будут представлять сумму (5) и (7). На рис. 1 показан расчет для суммарных релятивистских годовых вариаций силы тяжести на экваторе Земли. На рис. 2 дается фрагмент детального расчета суточных релятивистских вариаций.

Как видим, релятивистские эффекты имеют амплитуду, намного превышающую чувствительность современных гравиметров (годовой эффект – 0,3 мГал, суточный 4 мкГал.

Рис. 1. Приближенный расчет ожидаемых релятивистских гравиметрических эффектов на экваторе Земли (годовой эффект примерно 0,3 мГал, суточный 45 мкГал). Суточный эффект создает иллюзию переменной толщины графика Рис. 2. Приближенный расчет ожидаемых релятивистских гравиметрических эффектов на экваторе Земли (суточный эффект 45 мкГал).

Укрупненный фрагмент рис. 1 Из анализа формул и результатов расчета следуют многочисленные и важные для гравиметрии и астрономии следствия. Перечислим наиболее важные.

1. Масса Земли (и всех тел на ней) не является постоянной.

Масса Земли должна периодически меняться в течение года на ±0,000084 %, что эквивалентно вариациям ускорения силы тяжести на экваторе порядка 0,3 мГал. Такие существенные вариации необходимо учитывать в виде время зависимой поправки при различных видах гравиметрического мониторинга, спутниковых гравиметрических съемках и высокоточных наземных съемках.

2. Релятивистские полусуточные и 6-часовые вариации за счет появления планетарных несимметричных неоднородностей в теле планеты и ее деформации достигают ±34 и до 8 мкГал, их также нужно учитывать в виде время зависимой поправки.

3. Еще более сложным образом, чем у Земли, меняется масса и плотностные неоднородности Луны, поскольку иерархия ее движений сложнее. Одностороннее обращение Луны к Земле вызвано, по нашему мнению, именно релятивистскими уплотнениями в теле Луны и Земли, которые и обуславливают такую взаимную постоянную ориентацию.

4. Релятивистские эффекты необходимо учитывать при расчете традиционных гравиметрических поправок [1314], особенно лунно-солнечного прилива, решении прямых и обратных гравиметрических задач, расчетах орбит планет, космических аппаратов.

5. Вероятно, что в геологическом времени в процессе галактического вращения масса Земли, как и всех объектов Галактики, изменяется более значительно, чем в годовом цикле.

6. Наличие постоянно бегущих динамических несимметричных уплотнений в недрах Земли может оказать помощь в построении альтернативных моделей возникновения магнитного поля Земли, а также при разработке новых алгоритмов решения обратных гравиметрических задач. Гравитационное поле плотностной неоднородности, как вытекает из вышесказанного, зависит нелинейно от времени и от глубины источника. Для гравитационного потенциала зависимого от времени, возможно, существуют более широкие классы единственности решения обратной гравиметрической задачи. Для реализации таких алгоритмов, на выявленных аномалиях силы тяжести потребуется выполнять высокоточный гравиметрический мониторинг.

7. Модернизация программ расчета лунно-солнечного прилива, например [13], состоит в замене констант массы Луны и Солнца, в конечном итоге, на функции времени. Масса Солнца меняется существенно медленнее, поэтому нужны специальные расчеты и оценки скорости ее изменения.

Обращаю внимание на необходимость введения в курсы лекций «Теории поля» и «Гравиметрии» для геофизиков-гравиметристов раздела специальной и общей теории относительности.

Благодарю своих коллег – Рывкина Д. Г., Ладовского И. В., Щапова В. А., Катанчика Д. В., Кусонского О. А., Бородина П. Б., Березину С. В., Захарова В. В. за разнообразную помощь и моральную поддержку. Отдельная благодарность Олемскому С. С., Гречишкину В. А., Баженову А. А., Миронову М., изменивших мое восприятие многих фактов.

Литература

1. Garca-Maroto M. C. Analysis of long-term gravity records in Europe;

Consequences for the retrieval of small amplitude and low frequency signals including the Earth’s core resonance effects. Tezis of the PhD, IPGS, Madrid, 2015.

2. Аллен К. У. Астрофизические величины. М.: «МИР», 1977. 446 с.

3. Пуанкаре А. О науке (наука и метод): Пер. с франц. М.: Наука. Главная редакция физико-математической литературы, 1983. 560 с.

4. Эйнштейн А. Теория относительности (избранные работы). Ижевск:

НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2000. 224 с.

5. Купер Л. Физика для всех. Т 2. Современная физика. М.: Мир, 1974.

383 с.

6. Ландау и Лифшиц Теория поля. М.: Наука, пятое изд., 1967. 460 с.

7. Фейнман Р., Лейтон Р., Сэндс М. Фейнмановские лекции по физике.

Том 2. Пространство, время, движение. М.: Мир, 1976. 439 с.

8. Физический энциклопедический словарь. Т. 3 (Л-П), М.:. Советская энциклопедия, 1963. 624 с. (см. с. 557 статья – Зависимость массы от скорости).

9. Яворский Б. М., Детлаф А. А., Лебедев А. К. Справочник по физике. 8 пер. изд. М.: ОНИКС, Мир и образование, 2008. 1056 с., (см. с. 538560 Основы СТО).

10. Советский энциклопедический словарь // Гл. ред. А. М. Прохоров.

Изд. 3. М.: Советская энциклопедия, 1984. 1600 с. (ст. «Относительности теория». С. 946).

11. URL=http://sideshow.jpl.nasa.gov/post/series.html//GPS Time Series.

12. Ньютон И. Математические начала натуральной философии // Пер.

с лат. А. Н. Крылова. М.: Наука, 1989. 668 с.

13. Longman I. M. Formulas for computing the Tidal Accelerations Due to the Moon and the Sun. J of Geophysical Research, 1959. Vol. 64. No 12. P.

23512355.

14. Гравиразведка. Справочник геофизика. Том IV // Под ред. Е. А.

Мудрецовой. М.: Недра, 1968, 512 с.

–  –  –

Данная работа посвящена изучению возможностей сейсморазведки 2D при прогнозировании залежей углеводородов на территории республики Башкортостан. Рельеф местности представляет собой сильно расчлененное Уфимское плато, приподнятое на 350450 м (до 517 м) над уровнем моря. Многочисленные лога и долины небольших рек прорезают плато в различных направлениях, создавая чрезвычайно изрезанный рельеф.

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза данного района описана на основании типовых разрезов глубоких скважин.

Осадочный чехол в пределах исследуемого участка сложен рифейвендскими, палеозойскими и четвертичными отложениями. Рифейский комплекс скважинами не вскрыт, максимальная мощность вскрытия вендских отложений составляет 70 м.

В тектоническом отношении площадь исследований приурочена к южной части Бымско-Кунгурской впадины в зоне сочленения восточного склона Башкирского свода (Уфимское плато) на западе и Юрюзано-Сылвенской депрессией (ЮСД) Предуральского краевого прогиба на востоке [1]. Участок работ расположен в Башкирском НР Пермско-Башкирской НО Волго-Уральской нефтегазоносной провинции в зоне сочленения Бымско-Кунгурской впадины с ЮрюзаноСылвенской депрессией.

Полевые сейсморазведочные работы МОГТ-2Д выполнены ОАО «Удмуртгеофизика» Сейсморазведочные работы МОГТ-2В выполнены в объеме 95,2 пог. км. в количестве 10 профилей. Для регистрации волновых полей использовалась станция Прогресс-T3. Время записи составляло 3 секунды при шаге дискретизации 0,002 с. Регистрация осуществлялась со станционными фильтрами от 5 до 125 Гц.

Для возбуждения волн использовалась группа 20-ти тонных вибрационных источников СВ-20/150 МТК. Система наблюдения центральная, 241 приемный канал с расстоянием между центрами групп 25 метров.

Пункты возбуждения располагались по профилю с интервалом 25 метров.

Обработка сейсмических данных проводилась в пакете ProMAX. Поскольку обрабатываемые профили расположены компактно на исследуемой территории, процедуры графа обработки и управляющие параметры были для всех профилей практически едины.

Граф обработки данных включал следующие процедуры:

Ввод полевых данных, контроль описания геометрии;

Оценка качества;

Редакция трасс, мьютинг, подавление звуковой волны, низкои среднескоростных волн-помех;

Расчет статических поправок по первым вступлениям волн, регистрируемых на сейсмограммах МОГТ;

Восстановление истинных соотношений амплитуд (компенсация за геометрическое расхождение, поглощение и затухание);

Поверхностно согласованная деконволюция;

Переменная по времени полосовая фильтрация;

Анализ скоростей суммирования с расчетом вертикальных спектров, погоризонтный анализ скоростей;

Коррекция статических поправок и скоростей ОГТ (24 этапа);

Коррекция остаточных статических сдвигов;

Финальное суммирование;

Миграция финальных суммарных разрезов;

Постмиграционная обработка;

Статистическая обработка разрезов.

Для расчета статических поправок использовался способ обработки головных волн, прослеживаемых в первых вступлениях на сейсмограммах МОВ-ОГТ. Прослеживание волн в первых вступлениях выполнялось в автоматическом режиме с последующей коррекцией годографов ручным способом (рис. 1).

Рис. 1. Пример прослеживания головной волны в первых вступлениях на сейсмограмме МОВ-ОГТ, профиль № 0113010 Интерпретация сейсмического материала выполнена с использованием программного комплекса DV-SeisGeo (интегрированный программный комплекс для создания, поддержки и анализа трехмерной модели залежи на основе комплексной интерпретации данных сейсморазведки, геологии, каротажа и петрофизики на PC, (ЦГЭ, Москва) и интерпретационного комплекса 2D/3DPAK (SeismicMicroTechnology). Картопостроение производилось в геоинформационной системе ArcGis.

На основе сформированной электронной базы данных геологогеофизической информации организован интерпретационный проект, объединяющий в единой системе координат априорную информацию по скважинам (данные ГИС, альтитуды, данные инклинометрии, геологические маркеры), результаты геофизических исследований (РГИ), результаты обработки полевых сейсмических исследований по профилям отчетного периода, временные разрезы по профилям.

Корреляция проведена в несколько этапов по предварительным, финальным и мигрированным временным разрезам. Картопостроение выполнено в программе ArcGIS. ArcGIS позволяет визуализировать (представить в виде цифровой карты) большие объёмы статистической информации, имеющей географическую привязку [2]. В ArcGIS имеются инструменты для создания поверхностей из векторных объектов или из других поверхностей. Существует несколько способов создания поверхностей, в том числе интерполяция значений, хранящихся в точках измеренных значений. Исходными данными для расчёта гридов являлись результаты корреляции по всем десяти профилям по горизонту U в формате dat (x, y, t). Табличные данные были заданы в цифровой форме в виде таблиц Excel.

По результатам корреляции временных разрезов с учетом данных скважин построена карта изохронгоризонта У с помощью модуля Spatial Analyst. При расчете грида был использован метод интерполяции Сплайн (рис. 2).

Рис.2. Карта изохрон отражающего горизонта У (кровля отложений терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) визейского яруса С1v Значения изохрон переведены в абсолютные глубины с использованием скоростной модели, построенной по результатам скоростного анализасейсмических данных. Опорными точками являлись значения глубин в точках пробуренных скважин и значения изогипс на смежных участках. Выбранный способ структурных построений через Т0 обусловлен в данных геологических условиях следующими положительными моментами: глубинные разрезы и, соответственно, структурные карты более полно соответствуют геометрии отражающих границ, исключаются погрешности при расчете интервальных скоростей.

Структурная карта горизонта У представлена на рис. 3.

Рис. 3. Структурная карта отражающего горизонта У (кровля терригенных отложений визейского яруса) Для объемного изображения карты автором проведена визуализация пространственных объектов с помощью модуля 3DAnalyst в приложении ArcScene (рис. 4).

В результате комплексной интерпретации сейсмических и скважинных данных на исследуемом участке были выделены три поднятия, которые могут являться структурами.

Рис. 4. Объемная карта по отражающему горизонту У

Литература

1. Зубаиров А. В. Районирование Башкирского свода по перспективности углеводородов в среднем карбоне // Уфа. Нефтегазовое дело, 2010. № 5.

2. Огородова И. В. Применение геоинформационных технологий для создания комплексной физико-геологической модели надсолевой толщи разреза Соликамской депрессии // Материалы 38-й сессии Международного семинара имени Д. Г. Успенского «Вопросы теории и практики геологической интерпретации геофизических полей». Пермь, ГИ УрО РАН, 2011. С. 214217.

–  –  –

Высокая продуктивность скважин в целом зависит от качества их заканчивания, которое в общем виде состоит из технологии первичного вскрытия, цементирования и вторичного вскрытия (перфорации). Главным образом, работы по вскрытию продуктивных пластов выполняются кумулятивным способом перфорации скважин. Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов

– продуктов облицовки пробивает канал. При выстреле кумулятивным зарядом, в преграде образуется перфорационный канал глубиной от 294 до 1520 мм [3].

Существующие в настоящее время технологии вторичного вскрытия пластов (на депрессии или репрессии) выбираются с учетом геолого-технических условий. Более предпочтительной является перфорация на депрессии. Но чрезмерное создание депрессии, особенно для пластичных пород, может привести к созданию «удушающего пояса» за счет действия тангенциальных напряжений в ПЗП. Хотя при выборе оптимальной депрессии практический опыт для конкретного месторождения имеет первостепенное значение, общие рекомендации, сделанные при закачивании многих тысяч скважин, могут быть полезными для такого выбора [2].

В последнее время, как за рубежом, так и в России начали разрабатываться перфорационные технологии со спуском перфораторов под глубинный насос. Такой подход позволяет производить вторичное вскрытие пластов, исключающее операции по дополнительному глушению скважин, что, помимо сокращения сроков освоения, приводит к значительному увеличению их дебитов [5]. Суть её в том, что в скважину на каротажном кабеле спускается полноразмерный перфоратор, который привязывается к интервалу перфорации, затем спускается насос, запускается в работу, и, при создании необходимой депрессии, срабатывает перфоратор. Отстрелянный перфоратор остаётся в скважине до первого ремонта насоса [2].

Результатом выстрела перфоратора является перфорационный канал, облицованный слоем поврежденной породы и заполненный обломочным материалом. Если поврежденная порода не удаляется, то она препятствует течению флюида, а раскрошенная обломочная порода и остатки заряда могут закупорить и закрыть горловины пор. Стандарт промышленности для очистки этих вновь сформированных перфорационных каналов состоит в том, чтобы использовать подход со статической депрессией.

Скважинные перфораторы размещают в стволах скважины в обсадной колонне, которая содержит немного флюида. Столб флюида создает гидростатическое давление, если оно ниже давление пласта, имеет место статическое условие отрицательного перепада давления (депрессии на пласт); и наоборот, если это давление больше, скважина находится под давлением в стволе выше пластового давления (при положительно перепаде давления или репрессии).

Перфорирование выполняется со статической депрессией на пласт в надежде, что отрицательный перепад давления создаст немедленный приток флюидов пласта, который удалит обломочную породу перфорации, но такая методика не осуществляет достаточной очистки.

В новом методе перфорирования при динамической депрессии (DUB – dynamic underbalance) используют специальные снаряды для открытия больших отверстий в корпусах перфоратора и камерах PURE (рис. 1, а, средний заряд). После начального роста давления в стволе скважины в результате детонации зарядов, как видно на графике давления (рис. 1, б), следует быстрое уменьшение давления (рис. 1, г), создаваемое притоком флюидов в пустой корпус перфоратора (рис. 1, в). Порода в зоне дробления разрушается и попадает в перфорационный канал. Эта разрушенная порода, наряду с обломками зарядов, затем выносится в ствол скважины и пустые корпуса течением флюида из пласта (рис. 1, д). Конечный результат – увеличенный перфорационный канал с улучшенными характеристиками течения (рис. 1, е).

Рис. 1. Вторичное вскрытие пластов на динамической депрессии

Дополнительное преимущество DUB-перфоривания в том, что эти результаты можно получать в стволах скважин, которые первоначально находятся при отрицательном, нулевом или даже положительном перепаде давления. Итогом являются более чистые перфорационные каналы и улучшение работы скважин [1].

В 1980-е годы для целей сохранения цементного камня были разработаны компенсаторы давления, которые по сути создавали динамическую депрессию. Разработанная технология предусматривает полное предупреждение нарушений цементного кольца за обсадной колонной вне интервала перфорации, для этого производится гашение возникающих при перфорации высоких взрывных давлений, способных перемещаться по скважинной жидкости на значительные расстояния от интервала перфорации и вызывающая разрушение затрубного цементного кольца.

Разработанная технология предполагает спуск в скважину вместе с кумулятивным перфоратором компенсаторов давления, которые могут быть расположены над и (или) под перфоратором, в зависимости от геолого-технических условий конкретной скважины, на которой проводится перфорация. Гашение взрывных давлений с помощью компенсаторов давления не требует внесения изменений в технологию ведения прострелочно-взрывных работ кумулятивными перфораторами [4].

Ведется разработка оборудования (депрессионных камер или имплозивных камер) для выполнения перфорации на динамической депрессии и методического обеспечения по применению камер в зависимости от плотности перфорации, типа перфоратора (количества ВМ), длины интервала и т.д. Наибольший эффект от такой технологии, в виде очистки ранее созданных каналов и призабойной зоны при реперфорации, а также снижения фугасного воздействия на крепь скважины, может быть достигнут только без дополнительного глушения скважин перед спуском насоса [5].

Литература

1. Baxter Dennis, Larry Behrmann, Brenden Grove, Harvey Williams, Juliane Heiland, Lian Ji Hong, Chee Kin Khong, Andy Martin, Vinay K. Mishra, Jock Munro, Italo Pizzolante, Norhisham Safiin, Raja Rajeswary Suppiah. Перфорирование – когда целью является разрушение // Обзор месторождений нефти, 2009:21. № 3.

2. Гайворонский И. Н., Меркулов А. А., Шумилов А. В., Савич А. Д., Черных И. А., Шуров В. М.. О выборе Стратегии заканчивания нефтегазовых скважин // Нефтяное хозяйство, 2015. С. 104107.

3. Семченко А.А. Технологии вторичного вскрытия пластов // Теория и практика разведочной и промысловой геофизики. Пермь, 2015. С. 189190.

4. Терентьев Ю.И., Руцкий А.М., Отчет. Разработка способов, предупреждающих разрушение цементного кольца при проведении перфорационных работ // Пермь, Фонды ПермНИПИнефть, 1983.

5. Черных И.А., Савич А.Д., Гайворонский И.Н. Технологии импортозамещения при исследованиях горизонтальных скважин и вторичном вскрытии пластов на депрессии // Каротажник, 2015. Вып. 10 (256). С. 140149.

–  –  –

Задачей исследований электромагнитными методами каротажа через обсадную колонну скважины является определение удельного электрического сопротивления продуктивных на углеводороды пластов с учетом неоднородностей в радиальном направлении (зоны цементации и зоны проникновения фильтрата бурового раствора). Решение этих задач позволяет выполнить оценку нефтенасыщенности пластов-коллекторов, текущее состояние выработки продуктивных пластов и уточнить положений невырабатываемых участков залежи.

Для определения удельного электрического сопротивления горных пород за металлической обсадной колонной скважины в настоящее время используется метод токового электрического каротажа, предложенный Л. М. Альпиным (Альпин, 1939). Метод реализуется с помощью зонда каротажа сопротивлений с измерением разности напряжения, возникающего при протекании приложенного тока по породам вблизи скважины, и опробуется в нефтепромысловых скважинах (Аксельрод, 2000; Кашик, 2004; Феофилов, 2008, Schlumberger, 2007).

В патенте (Vail, 1988) предложен способ индукционного каротажа, в котором сопротивление вмещающих пород за обсадной колонной скважины определяют по результату вычитания двух измерений осевой составляющей магнитной индукции, создаваемых гармоническим током различной частоты в последовательно включаемых двух соосных генераторных индуктивных катушках, расположенных выше и ниже измерительной катушки на нескольких частотах диапазона от 0,001 до 20 Гц.

Способ не нашел практического применения, поскольку каждое из двух измерений магнитного поля, содержит три слагаемых, убывающих по порядку величины: первое – поле, создаваемое током генераторной катушки в однородной среде (первичное магнитное поле тока), второе – поле от проводящей обсадной колонны и третье слагаемое – поле от проводящих вмещающих пород. Вклад последнего слагаемого гораздо меньше слагаемого от проводящей обсадной колонны из-за высокой контрастности их удельного сопротивления и существенно меньше первого слагаемого – первичного поля, создаваемого током генераторной катушки. Каждое из двух измерений содержит очень малую величину полезной (аномальной) части и величина их разности, соответственно, так же будет составлять малую величину, определять по которой величину удельного сопротивления пород затруднительно.

Покажем возможность применения индукционных частотных зондирований при каротаже скважин для определения удельного электрического сопротивления пород за проводящей обсадной колонной, аппроксимируемой тонким цилиндрическим S-слоем.

Для определения величины удельного электрического сопротивления среды через обсадную колонну скважины предлагается использовать компенсационный способ измерений, а именно: индукционные частотные зондирования с несимметричной квадрупольной установкой, состоящей из двух соосных контуров с различными моментами встречного направления M z1 – M z 2 (Теплухин В. К., 2015).

В точке измерений N, расположенной на этой же оси на различном расстоянии L1 L2 между контурами, измеряется осевая составляющая магнитной индукции, противофазная току в источниках ImBz, создаваемая при одновременно включенном токе в источниках (рис. 1).

–  –  –

Моменты M *1 и M * 2, а также расстояния L1 и L2 подбираются z z так, чтобы измеряемая величина ImBz, при помещении установки внутрь обсадной колонны находящейся в воздухе, была скомпенсирована (равна нулю, рис. 1).

Компенсацию вклада проводящей обсадной колонны в измеряемую величину ImBz проводят при предварительной калибровке, помещая установку внутрь обсадной колонны, находящейся в воздухе, либо в интервал обсаженной скважины с высокоомными породами (с удельным электрическим сопротивлением пород 100 Омм). Помещая установку в исследуемую обсаженную скважину, за счет индукции и возникновения вихревых токов во вмещающей проводящей среде измеряемая величина ImBz будет отличаться от нуля.

В непроводящей среде ( ) величина ImBz магнитного поля на фиксированном разносе L зависит от частоты тока источника, продольной проводимости S и радиуса обсадной колонны а.

Расчеты частотной зависимости ImBz при различных S в обсадной колонне радиусом а = 0,075 м на разносе L = 1 м при M z = 1 А*м2 * приведены на рис. 2.

–  –  –

Зададим фиксированную величину продольной проводимости обсадной колонны (S-слоя): удельная электропроводность с = 2105 См/м, толщина h = 0,01 м (продольная проводимость S = 2103 Cм).

Для данной величины продольной проводимости S величина ImBz зависит от длины зонда как L-3 (рис. 3).

* Рис. 3. Частотная зависимость ImBz (нТл) при M z = 1 А*м2, S = 2103 Cм, в обсадной колонне радиусом а = 0,075 м на различных разносах L (шифр кривых) К примеру, на разносе L = 1 м величина ImBz = 129,4 нТл при f = 100,4 Гц ( = 630,96) назовем эту частоту «основной» для данной величины S = 2103 Cм. При уменьшении разноса вдвое до L = 0,5 м на этой частоте величина ImBz = 1042,3 нТл.

Для компенсации влияния S-слоя на измеряемую величину ImBz соотношение моментов диполей встречного направления должно быть * * равно M z1/M z 2 = 8,055 (что соответствует изменению поля пропорционально изменению разноса как L3 ). При равных величинах тока в контурах и их радиусах требуемое соотношение моментов пропорционально отношению числа витков в генераторных контурах M *1/M * 2 = 1 / 2. На рис. 4 приведены кривые спектральных характеz z ристик ImBz на оси скважины при а = 0,075 м, S = 2103 Cм с током J = 1 А в двух контурах со встречными моментами с разносом L1 = 0,1 м, число витков 1 = 100 в зависимости от различного удельного электрического сопротивления вмещающей среды. Компенсация величины ImBz в точке измерений от тока в первом контуре достигается при той же величине тока во втором контуре со встречным моментом при фиксированном числе витков 2 = 300 на разносе L2 = 0,505 м (или при разносе L2 = 0,5 м и числе витков 2 = 317).

Рис. 4. Частотные кривые ImBz (нТл) c несимметричной квадрупольной установкой в обсадной колонне с S = 2103 Cм. Шифр кривых – [Омм] Различия амплитуд частотных кривых ImBz обусловлено различным удельным электрическим сопротивлением вмещающей среды в заколонном пространстве обсаженной скважины. Частоты, соответствующие экстремальным величинам ImBz определяются только характеристиками обсадной колонны: радиусом а и продольной проводимостью S (толщиной h и удельной электропроводностью колонны).

Величину среды удобно определять по размаху амплитуды поля A (1 / ) = ImBz (max) ImBz (min).

Использование компенсационного способа измерений с несимметричной питающей индукционной установкой позволяет определять удельное электрическое сопротивление вмещающей среды за обсадной колонной скважины по экстремальным значениям величин мнимой части осевой составляющей магнитной индукции ImBz.

Величины полумаксимумов напряженности электрического поля наблюдаются на расстояниях до 1 м от оси скважины. При этом электрическое поле за обсадной колонной скважины практически не зависит от абсолютной величины удельного электрического сопротивления вмещающей среды.

Влияние магнитных свойств обсадной колонны Поскольку обсадные колонны скважин обладают высокой магнитной проницаемостью (от 20 до 50 ед.), с помощью математического моделирования проведем численную оценку величины затухания магнитного поля в среде за колонной.

Будем использовать стационарный режим источника, поскольку перемагничивание объекта переменным магнитным полем будет происходить синфазно с полем, создаваемым источником. Воспользуемся уравнением намагничения 3D объекта постоянным магнитным полем стороннего источника в однородной немагнитной среде (Кормильцев В. В. 1999) H(r ) = H o(r ) grad A (r ')H(r ')grad M R dV, (3.6) 4 V где ( r ' ) = µ ( r ' ) 1 магнитная восприимчивость элементов объема r ' V, H o(r ) напряженность магнитного поля источника в однородной среде, R = r r ', индексы А и М обозначают дифференцирование по точкам наблюдений r или объема r '.

Параметры обсадной колонны: наружный радиус a = 0,075 м, толщина h = 0,01 м; параметры установки: радиусы контуров = 0,05 м, разносы L1 = 0,1 м, L2 = 0,505 м, сила тока J = 1 А, число витков 1 = 100 и 2 = 300.

Вид графиков модуля магнитной индукции B по линии z = 0 м за обсадной колонной представлен на рис. 5 при магнитной восприимчивости колонны = 0 или 100 ед. СИ.

Рис. 5. Напряженность ImЕ – составляющей электрического поля [мкВ/м] от несимметричной квадрупольной установки за обсадной колонной скважины по линии z = 0 Магнитная колонна, намагничивающаяся магнитным полем тока в квадрупольной индукционной установке, оказывает уменьшающее (экранирующее) влияние на величину поля в заколонном пространстве.

Вместе с тем, применение в установке гармонического режима тока приводит к изменению магнитного поля в фазе с током источника. В данном случае сдвига фаз магнитного поля в среде относительно фазы тока в излучателе не происходит, в отличие от эффекта индукции в проводниках. Существенного влияния магнитных свойств обсадной колонны на величину измеряемой мнимой квадратуры ImBz от тока в квадрупольной индукционной установке ожидать не следует.

На рис. 6 представлены результаты физического моделирования с использованием тока в генераторной катушке диаметром D = 90 мм и числом витков N = 90 с измерением ЭДС в замкнутых проводящих контурах различного радиуса при помещении катушки внутрь металлической титановой трубы c удельным электрическим сопротивлением = 6,710-7 Омм диаметром 147 мм с толщиной стенки h = 37 мм (штриховые линии) и без нее (сплошные линии).

Из графиков фиг. 4 следует, что за проводящей трубой (штриховые линии) с высокой продольной проводимостью S = h / 5,5104 Cм в замкнутых контурах радиусами 7,5; 15; 21; 28 и 35 см величина ЭДС на частотах f = 1 и 5 кГц существенно ослабевает, по сравнению с ЭДС без трубы (сплошные линии) причем на верхней частоте – на порядок, но полностью не экранируется.

Рис. 6. Графики ЭДС по результатам физического моделирования

Выводы

1. Определение удельного сопротивления пород в заколонном пространстве обсаженных скважин возможно с помощью компенсационного способа измерений с применением квадрупольной индукционной установки с гармоническим режимом тока.

2. Для определения удельного сопротивления пород в заколонном пространстве обсаженных скважин необходимо проведение фазочувствительных измерений осевой составляющей магнитного поля, создаваемой током в несимметричной квадрупольной индукционной установке, с использованием мнимой квадратуры ImBz.

3. Компенсационный способ измерений с несимметричной питающей индукционной установкой позволяет определять удельное электрическое сопротивление вмещающей среды за обсадной колонной скважины по экстремальным значениям величин мнимой части осевой составляющей магнитной индукции ImBz, измеряемой на ряде частот.

4. Применение квадрупольной симметричной установки позволяет по измерениям ImBz составляющей магнитной индукции определить горизонтальные контакты сред с различными удельными электрическими сопротивлениями.

Литература

1. Аксельрод C. М. Измерение сопротивления пород через обсадную колонну (по материалам зарубежной литературы) // Каротажник, 2000. Вып.

75. С. 125140.

2. Альпин Л. М. Способ электрического кароттажа обсаженных скважин. АС СССР № 56026, 30.11.1939 г.

3. Кашик А. С., Рыхлинский Н. И., Книжнерман Л. А., Кривоносов Р. И., Степанов А. С. К вопросу об электрическом каротаже скважин, обсаженных стальными колоннами, аппаратурой на кабеле // НТВ Каротажник, 2004. Вып.

34. С. 116117.

4. Кормильцев В. В., Ратушняк А. Н. Моделирование геофизических полей при помощи объемных векторных интегральных уравнений. Екатеринбург: УрО РАН, 1999. 88 с.

5. Ратушняк А. Н., Байдиков С. В., Теплухин В. К. Индукционный каротаж скважин с учетом влияния проводящей промывочной жидкости // Уральский геофизический вестник. 2016. № 1 (27). С. 4047.

6. Теплухин В. К., Ратушняк А. Н., Наянзин А. Н. Способ индукционного каротажа из обсаженных скважин и устройство для его осуществления. Заявка № 2015107806, 2015.

7. Феофилов Д. Т., Булатов А. В., Шкварок И. Р. Электрический каротаж через обсадную колонну. Опыт внедрения // Нефтегаз, 2008. Вып. 1.

http://www.neftepixel.ru/node/193

8. Vail, III; William B. Methods and Apparatus For Induction Logging in Cased Boreholes. U.S. Patent No. 4748415. May 31, 1988.

–  –  –

DEVELOPMENT OF TECHNOLOGY OF GEOPHYSICAL LOGGING IN HORIZONTAL BOREHOLES

Введение Различные осложнения, создающие проблемы при выполнении геофизических исследований (ГИС) в горизонтальных скважинах, вынуждают производителей технологического оборудования проводить усовершенствования применяемых систем или искать альтернативные варианты доставки геофизических приборов к забоям. Основной проблемой для технологических комплексов (ТК) Российского производства, применяемых для геофизических исследований и работ на кабеле в скважинах с горизонтальными участками является трение. Ввиду своих конструктивных особенностей, габаритов и массы такие системы как: жёсткий геофизический кабель (ЖГК), гибкие насоснокомпрессорные трубы и ТК «Латераль»; не способны избежать тормозящего воздействия со стороны стенок скважины и эксплуатационной колонны, повышающегося с ростом зенитного угла. Однако существуют способы количественного уменьшения влияния данного отрицательного фактора. Рассмотрим в качестве примеров технологический комплекс «Латераль» и ЖГК.

Технологический комплекс «Латераль»

ТК «Латераль» представляет собой способ доставки геофизических приборов к забоям горизонтальных скважин (ГС) и комплект оборудования, в состав которого входят устройство осуществления электрической связи в промывочной жидкости скважины, удлинитель и движитель, представляющие собой колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) малого диаметра.

Выбор компоновки и длины движителя, определяемой с помощью расчётов значений усилий проталкивания, позволяет оценить возможность доставки приборов на забой ГС. Главным критерием, влияющим на количество необходимых труб, являются антифрикционные свойства материала, из которого они состоят. Как правило, для доставки приборов к забоям скважин используются стальные НКТ нефтяного сортамента, коэффициент трения которых в обсадной колонне составляет 0,2, а в карбонатных породах изменяется в пределах 0,35–0,38. Это позволяет доставлять приборы до участков ствола скважин с зенитными углами, составляющими 68–70°. В обсаженных скважинах доставка приборов может успешно производиться до глубин с зенитными углами 78°. Однако в реальных скважинах, на стенках которых может находиться шлам, а ствол может содержать уступы достигнуть участков с названными зенитными углами, как правило, не удается.

На практике для снижения трения оптимальным вариантом может быть оснащение труб центраторами, состоящими из материала с низким коэффициентом трения. Данное техническое решение, получившее название «скользкая Латераль», было реализовано при исследованиях в скважине 101Р. Следует отметить, что профиль скважины осложнён наличием двух участков интенсивного набора кривизны и имеет длину условно-горизонтального участка 2400 м. В результате расчетов длина насосно-компрессорных труб диаметром 33 мм, оборудованных центраторами из капролона, составила 550 м, вместо 1360 м в случае исследований по стандартной технологии.

Сила проталкивания на условно горизонтальном участке возросла с 1500 ньютонов (красная кривая на рис. 1) до 8500 Н (голубая кривая). Коэффициент трения для «скользкой Латерали» принимался равным 0,1 [1].

Рис. 1. Запас силы проталкивания. Скважина 101Р

Расчёт усилий доставки скважинной геофизической аппаратуры представляет собой алгоритм, предусматривающий аппроксимацию ствола скважины участками четырёх типов: вертикальный, прямолинейный наклонный, участок интенсивного набора кривизны и условногоризонтальный. Таким образом, конечный расчет представляет собой сумму четырёх слагаемых, соответствующих значениям усилий на участках профиля скважины. Если некоторых участков (к примеру, прямолинейно направленных) будет больше, то и увеличится количество слагаемых. Для примера приведем формулу расчета усилий, возникающих на прямолинейно наклонном участке горизонтальной скважины.

{[qп·lп·(1 – ж/п) + qк·lп·(1 – ж/к)]·(cos – ·sin)}, где qп, qк – веса единицы длины труб и кабеля на участке, Н/м; п, ж и к – плотности труб, скважинной жидкости и кабеля, г/см3; lп – длина прямолинейного наклонного участка, м; – значение зенитного угла на прямолинейном наклонном участке, град; – коэффициент трения металла о породу.

Отметим, что вертикальный и условно горизонтальный участки скважины являются частными случаями прямолинейно наклонного с зенитными углами 0° и 90° соответственно.

Исследования в скважинах, оборудованных под многостадийный гидроразрыв пласта При оснащении горизонтальных скважин оборудованием для проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) возникают сложности при проведении геофизических исследований, которые возникают из-за специфики глубинных устройств, применяемых при заканчивании скважин. Для целей МГРП условно горизонтальные участки стволов скважин диаметром 144 мм обсаживаются хвостовиками, в составе которых на заданных глубинах устанавливаются заколонные набухающие пакеры и специальные муфты активируемые шаром. Перечисленное оборудование имеет различный внутренний диаметр. Диапазон изменения диаметров может варьировать на разных интервалах условно горизонтального участка от 107 мм до 58 мм после фрезерования муфт с целью увеличения диаметра проходного отверстия (исходный диаметр от 38 до 42 мм). Учитывая конструктивные особенности ТК «Латераль» (муфтовые соединения НКТ имеют диаметр 42 мм), а также различных модификаций скважинных тракторов можно предположить, что в указанных скважинах доставку приборов к забоям производить при помощи указанного оборудования практически не возможно. На настоящем этапе исследования в таких скважинах можно проводить только при помощи дорогостоящих колтюбинговых установок.

Альтернативой указанных установок может служить ЖГК. Однако, учитывая его недостатки, которые неоднократно освещались в публикациях, стандартные конструкции кабеля выполнение указанной задачи не обеспечат.

Помимо низких проталкивающих свойств стандартных конструкций жёсткого геофизического кабеля, он за счёт остаточной деформации, вызванной его намоткой на барабан каротажного подъемника, ведёт себя как пружина, периодически сжимаясь и выпрямляясь при спуске и, наоборот – вытягиваясь и опять сжимаясь при подъеме прибора.

В конечном итоге, при интерпретации полученных данных ГИС, возникают большие трудности в увязке глубин и, что самое главное, все это приводит к ошибочным выводам при интерпретации каротажных диаграмм по действующим скважинам, зарегистрированных за несколько спусков и подъемов в условиях быстро меняющихся динамических процессов при освоении скважин [2].

Пример расхождения по глубине каротажных диаграмм, зарегистрированных в скважине 606 Б Западно-Сибирского региона стандартной аппаратурой, доставляемой на жестком кабеле и автономной геофизической системой (АГС) приведен на рис. 2. Увязка результатов измерений производилась по диаграммам гамма каротажа, притом данные каротажа, зарегистрированные АГС (красный цвет) брались за базовые. Кривая, зарегистрированная на участке в 400 м при помощи ЖГК (синий цвет) имеет расхождения по границам однотипных объектов от 20,5 до 30,5 м, притом погрешность измерения глубин не носит систематический характер [3].

Рис. 2. Расхождение данных по глубине при измерениях на ЖГК и автономной геофизической системой в скважине 606 Б Однако высокая востребованность кабеля на производстве диктует требования к необходимости его совершенствования. Разработанные в последнее время образцы жесткого геофизического кабеля, позволяют существенно повысить его проталкивающие свойства. Так, к примеру, кабель марки КГ3-38-90Оа, отрезок которого (600 м) для исследований в скважинах, оборудованных для МГРП, был намотан на барабан, специально изготовленного по заказу ПАО «Пермнефтегеофизика», несамоходного подъемника, имеет в сравнении со стандартными образцами увеличенный диаметр, который составляет 38 мм (рис. 3). Это позволило значительно повысить его упругие свойства.

Кабель изначально был изготовлен для работы с нестандартным геофизическим подъемником, оснащенным специальным оборудованием и, в частности, устройством (инжектором) для проталкивания кабеля в скважину и манипулятором для его монтажа и подвески ролика [4].

Рис. 3. Схема компоновки для выполнения многостадийных гидроразрывов пластов и спуска прибора на жестком кабеле Не вдаваясь в технические подробности специфики выполнения технологических операций при производстве ГИС, отметим, что указанная конструкция, состоящая из ЖГК (удлинитель) и НКТ диаметром 33 мм (движитель) позволяет успешно доставлять приборы в горизонтальные скважины, оборудованные хвостовиками или обсадными колоннами, в составе которых имеются уступы.

Вторым благоприятным фактором, позволяющим успешно доставлять приборы в хвостовики, является их относительно небольшой диаметр. Это способствует ограничению пружинящих свойств кабеля за счет остаточной деформации, вызванной намоткой на барабан каротажного подъемника. В связи с этим и используется только небольшой отрезок кабеля (в нашем случае 600 м), большая часть которого при подходе прибора к забою будет располагаться в хвостовике, а проталкивающее усилие будет создавать, практически, недеформируемый движитель.

Возвращаясь к рассмотрению свойств жёсткого геофизического кабеля, подчеркнём, что существенное влияние на деформацию кабеля оказывает трение, возникающее между оболочкой ЖГК и эксплуатационной колонной. Наиболее широко используемый в качестве оболочки, из-за малой его стоимости, полиэтилен, имеет относительно высокий коэффициент трения и в зависимости от температуры в стволе скважины достигает значений 0,3 и более в стальной колонне. В то же время, успешная доставка приборов к забою скважины 101 Р при помощи «скользкой Латерали» с оснащением труб центраторами из материала с низким коэффициентом трения убедительно доказывает, что изготовление оболочки жёсткого кабеля из подобного материала может значительно повысить его проталкивающие свойства.

Выводы

1. Применение материалов с малыми значениями коэффициентов трения позволяет значительно повысить силу проталкивания при доставке приборов к забоям горизонтальных скважин, как с применением НКТ, так и жёсткого геофизического кабеля. Это позволяет проводить ГИС в скважинах с большими длинами условно горизонтальных стволов.

2. Исследования в действующих горизонтальных скважинах, оборудованных хвостовиками с уступообразным изменением диаметра для целей реализации технологии многостадийного ГРП, можно выполнять при помощи отрезков жесткого геофизического кабеля (удлинитель). В качестве движителя используются НКТ малого диаметра, притом условием успешной доставки приборов к забою является расположение большей части отрезка ЖГК в хвостовике.

Литература

1. Халилов Д. Г. Анализ эффективности геофизических технологий, применяемых при исследованиях в горизонтальной скважине № 101 Р: Дипломная работа. Пермь. Фонды кафедры геофизики Пермского государственного национального исследовательского университета, 2014. 56 с.

2. Савич А. Д. Геофизические исследования горизонтальных скважин.

Состояние и проблемы // Каротажник, 2010. Вып. 2 (191). С. 2831.

3. Данные КИП. ОАО «Когалымнефтегеофизика».

4. http://www.bash-go.ru/part_id=502&news_id=111.

–  –  –

По программе опытно-промышленных работ по ГИС на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в 2015 году ПАО «Пермнефтегеофизика» по оценке трещиноватости пород карбонатных отложений было охвачено исследованиями 15 скважин на 9 месторождениях. Все исследования проведены при помощи скважинного акустического сканера САС-90 (НПФ «Геофизика»), который предназначен для исследования скважин и получения цветного графического изображения развертки стенки скважины, заполненной промывочной жидкостью.

Данные высокочастотного акустического сканирования (САС) обработаны и проинтерпретированы для определения интервалов вывалов и определения их ориентации, выявление кавернозных, трещиннокавернозных зон, отдельных трещин. Кроме того, данные САС использованы для уточнения границ пластов-коллекторов и их структуры порового пространства, выделенных по стандартному комплексу ГИС [1].

В данной работе остановимся на анализе результатов проведенных исследований на Гагаринском месторождении, как наиболее охваченного исследованиями. Скважинный акустический сканер САС-90 был включён в комплекс при проведении окончательных каротажей на пяти скважинах. В трёх скважинах № 9, 1 и 5 объектом исследования проведены в интервалах, относящиеся к турнейским отложениям (С1t).

В скважине № 9 в интервал каротажа вошли отложения фаменского яруса (D3fm).

Так по данным количественной обработки стандартного комплекса ГИС в скважине № 1 было выдано заключение от 23.04.2015г.

В интервалах турнейского и фаменского ярусов было выделено 22 нефтенасыщенных и 4 водонасыщенных коллекторов. Были рекомендованы интервалы для испытания с целью получения нефти, с целью уточнения коллекторских свойств. По данным САС (скважинного акустического сканера) выделены субвертикальные трещины, определены интервалы с повышенной кавернозностью, интервалы развития трещиноватости, уточнена структура порового пространства, выделенных по стандартному комплексу ГИС коллекторов, выделены интервалы односторонних вывалов и определено их направление. Анализируя данные стандартного комплекса ГИС и дополнительно проведенного исследования методом САС для испытания в колонне с целью получения нефти рекомендовались интервалы, общая мощность которых стала на 33.1м больше, чем рекомендовали ранее.

Отмечено, что после проведения каротажа по оценке качества цементирования эксплуатационной колонны от 26 апреля 2015 г. по данным МАК-СК (секторной акустики) выявлен интервалы частичного крепления цементного камня с колонной в единой трещиннокаверновой зоне нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов (по данным САС). Учитывая эту информацию предупредили заказчика о возможном развитии заколонного перетока снизу и обводнения нефтяной продукции в процессе эксплуатации. Необходимо учитывать этот факт при определении интервалов перфорации и расчете депрессии на пласт при освоении скважины. Ниже глубины 2298,0 м намечать интервалы перфорации не рекомендовалось.

При освоении скважины после проведённой перфорации было проведено КГРП. В процессе удаления продуктов реакции методом свабирования (1518.05.2015 г.) выбрано около 100 м жидкости, в результате получены техническая вода, нефть и газ. На текущий день скважина № 1 работает нефтью с общий дебитом около 23 м/сут., при 13 % содержания воды [2].

Аналогичная обработка и интерпретация проведена в скважинах № 9 и № 5. По итогам трёх проведенных исследований аппаратурой САС-90 на Гагаринском нефтяном месторождении в интервале отложений C1t+ D3fm был рассчитан коэффициент охвата трещиноватостью (табл. 1).

<

–  –  –

На структурной карте по кровле пласта Фм видно, что интенсивность развития трещиноватости возрастает к западному крутому склону, т.е. смещается, в данном случае к от Ю к ЮЗ-З (рис. 1).

Рис. 1. Схема развития трещиноватости в фаменских отложениях по скв. 9-1-5 Гагаринского месторождения По Гагаринскому месторождению отдельного испытания трещинно-каверновых зон не проводилось, но дебит при эксплуатации напрямую зависит от интенсивности развития трещиноватости. В скважине № 1 пропефорированы интервалы, дополнительно рекомендованные по данным САС (рис. 3). С большим дебитом работает скважина с наибольшим развитием трещиноватости (рис. 2). Это скважина № 5.

Ранее по программе ОПР в 2012 г. были проведены работы по оценке трещиноватости в скважинах 3 и 4 Гагаринского месторождения. Скважины расположены во внутренней части фаменского рифа (рис. 1), развитие трещиноватости незначительно (скв. 3 0,7 м) или отсутствует (скв. 4). Скважины с развитой трещиноватостью по данным САС (скв. 5 и 1) расположены на западном склоне рифа, что еще раз подтверждает ранее сделанный вывод о максимальном развитии трещиноватости на западных крутых склонах рифовых построек Соликамской депрессии (Маговское, Уньвинское, Чашкинское месторождения) и не противоречит общепринятым представлениям о приуроченности трещиноватости к неоднородностям геологического строения [3].

Рис. 2. График зависимости дебита при эксплуатации скважины от развития трещиноватости Рис. 3. Уточнение структуры порового пространства и коллекторских свойств по данным САС в скв. № 1 Гагаринского месторождения. Интервалы перфорации, дополнительно намеченные с учетом выделенных пластов со сложной структурой порового пространства (трещиноватость и кавернозность) по результатам САС В 2015 г. из 15 скважин, исследованных методом САС, был проведен отбор керна в 6 скважинах, в том числе и в скважине № 9 Гагаринского месторождения. Во всех случаях выявленные зоны и элементы трещиноватости в плотной части разреза фаменских отложений при пористости до 1,82 % подтверждены данными керна (рис. 4).

Отмечены непроводящие субвертикальные, наклонные, разноориентированные трещины, залеченные кальцитом и сульфатами, со средней проницаемостью по данным керна 0,0180,338 Мд и одна субвертикальная поводящая – при пористости 1.82% проницаемость 5,41 Мд.

Установлено, что выявленные по САС интервалы кавернозности с пористостью по данным керна более 5,3 % (Т-Фм, скважина № 9 Гагаринского месторождения) имеют проницаемость в диапазоне 19,41253,6 Мд. Максимальная проницаемость отмечена именно в сильнокавернозном известняке с групповыми кавернами с пористостью 7 %.

Вы воды По проведенным исследованиям методом САС-90 за 2015 г.

можно сделать следующие выводы:

1. Данные высокочастотного сканирования в скважинах с открытым стволом позволили решить следующие задачи:

определены интервалы вывалов и их ориентация, выявлены кавернозные, трещинно-кавернозные зоны, отдельные трещины;

уточненены границы пластов – коллекторов и их структуры порового пространства;

выделены тонкие проницаемые пропластки, «невидимые» для стандартных методов ГИС из-за недостаточной разрешающей способности методов.

Рис. 4. Пример выделения зоны трещиноватости по данным САС, подтвержденный описанием керна в скв. 9 Гагаринского месторождения

2. По результатам проведенных исследований составлена схема развития трещиноватости Гагаринского месторождения (рис. 1). Определено, что скважины по данным САС с развитой трещиноватостью (скв. 5 и 1) расположены на западном склоне рифа, что позволило подтвердить ранее сделанный вывод о максимальном развитии трещиноватости на западных крутых склонах рифовых построек Соликамской депрессии.

3. Перед вводом скважин в эксплуатацию следует учитывать данные САС. Дебит при эксплуатации напрямую зависит от интенсивности развития трещинноватости. С большим дебитом работает скважины с наибольшим развитием трещиноватости (рис. 2).

4. В работе проведен сравнительный анализ данных, полученных по данным САС, с данными кернового материала. Выявленные интервалы кавернозности и уточненный тип коллектора (поровокаверновый) в турнейско-фаменских отложениях по методу САС подтверждены микроописаниями керна в 100 % случаев. Максимальная проницаемость отмечена именно в сильнокавернозном известняке с групповыми кавернами с пористостью 7 %.

5. В пористой части разреза особо следует выделять участки с сильно развитой кавернозностью и рекомендовать их на отдельное испытание. Также следует особо обращать внимание на выявление вертикальной трещиноватости в плотной (менее 3 %) части разреза.

Литература

1. Отчёт по выполненным исследованиям аппаратурой САС-90 за 2015 год. Фонды ЦОИ ПАО «Пермнефтегеофизика», 2016.

2. Отчёты по мониторингу разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Фонды ООО «ПермьНИПИнефть», 2015.

3. Отчёты по литолого-фациальному анализу месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Фонды ООО «ПермьНИПИнефть», 2015.

–  –  –

ABOUT RESULTS OF THE DYNAMICS ANALYSIS OF THE

SHALLOW WAVE FIELD UNCOHERENT COMPONENT

Основная цель цифровой обработки любых сейсморазведочных данных заключается в выделении сигнальной составляющей из интерференционного волнового поля. От принятия решения о предмете полезной, сигнальной информации зависит, как система сбора данных, так и содержание цифровой обработки. Наиболее традиционно понимание о необходимости выделения регулярной составляющей, представленной либо отраженными, либо преломленными или поверхностными волнами, находится в зависимости от решаемых задач. Оценка качества цифровой обработки достаточно часто определяется по величине отношения интенсивностей регулярной и нерегулярной составляющих результирующего волнового поля. Но для отдельных объектов возникает физически обоснованная необходимость выделения и изучения и «рассеянной» [3, 4], «незеркальной» [5] формирующих некогерентную составляющую регистрируемого волнового поля. К подобным объектам в промышленной сейсморазведке относятся, так называемые «трещинные коллектора» [3, 6], дизъюнктивные нарушения сложного строения [5]. В интервале малых глубин для и соляной сейсморазведки подобными объектами могут выступать разного рода сложно-построенные, вертикально ориентированные физикогеологические неоднородности, влияющие на сохранность основного гаранта безопасной разработки калийной залежи – водозащитной толщи. Например: зоны природной и техногенной трещиноватости, высокоамплитудные локальные складки, «сквозные» зоны литологического замещения и др.

Основная проблема при решении подобных задач в подавлении регулярных волн. Возможно применение с этой целью специальных систем наблюдений [6] или процедур обработки [5]. В последнем случае возможность успешного решения задачи большей частью определяется контрастностью различий кинематических и динамических параметров регулярной и некогерентной составляющих волнового поля.

При изучении традиционных сейсморазведочных глубин от 0,5 км и более в формировании некогерентной составляющей наибольший вклад вносят именно рассеянные волны. Наличие разного рода высокочастотных нерегулярных шумов и наложения разного рода случайных (ураганных) искажений существенно ограничено, как реальным временем регистрации (0,3 с и более), так и спектральным составом регистрирующей записи 3050 Гц. В интервале малых глубин данное утверждение неправомерно, в связи с приповерхностной регистрацией от 0,030,05 с и повышенным частотным составом 7090 Гц.

Принимая во внимание подобные особенности формирования некогерентной составляющей в волновом поле, регистрируемом для интервала малых глубин, предлагается основное внимание уделять разработке специализированного графа цифровой обработки. Сейсморазведочные данные получаем с применением интерференционных систем регистрации, обеспечивающих кондиционную информацию о регулярных волнах отраженных от целевых геологических границ в исследуемом интервале разреза [7]. Основные задачи

графа цифровой обработки, предусматривающего выделение и изучение поля рассеянных волн, будут носить противоречивый характер: 1) подавление внешней шумовой составляющей; 2) сохранение и выделение некогерентной, связанной с рассеянными волнами природного происхождения.

Очевидно, что решение первой задачи является традиционным направлением цифровой обработки, направленной на информационное обеспечение последующей интерпретации. При ее реализации основным критерием выступает устойчивое и контрастное выделение на суммарном временном разрезе ОГТ целевых отражающих горизонтов.

Чрезмерная успешность решения данной задачи просто не позволит перейти к решению второй. Необходимо определение некой «золотой»

середины в обработке данных малоглубинной сейсморазведки, позволяющей при адекватной волновой картине на окончательном временном разрезе, получить и определенную информацию о поле рассеянных волн.

С этой целью в качестве обучающего объекта в пределах Верхнекамского месторождения калийных и магниевых солей выбран участок с наличием локальной техногенной контрастной неоднородности в виде глубинного провала земной поверхности, вызванного проникновением подземных вод в соляной рудник. Сейсморазведочные наблюдения ведутся по его периферии по продольно-непродольным системам регистрации в рамках методики многократных перекрытий с использованием отраженных волн продольного типа. Параметры регистрации соответствуют исследуемому интервалу глубин до 400 м. В результате применения цифровой обработки, традиционной по содержанию для интервала малых глубин [7], на окончательных временных разрезах выделяется ряд отражающих горизонтов (ОГ). Они, в соответствии с результатами скоростного анализа и геологоразведочными данными, приурочены к кровле: терригенно-карбонатной (ТКТ) и соляно-мергельной толщ (СМТ), верхних пластов каменной соли в нижней части соляно-мергельной толщи (ВС), карналлитового пласта Е (Ек), сильвинитовой пачки (Сил.). На профилях с выносом пунктов возбуждения относительно пунктов приема временная привязка отражений смещается за счет выноса (рис. 1).

Для выделения рассеянной составляющей суммарного волнового поля по сейсмограммам ОГТ, составляющим окончательный временной разрез, применяется пространственная фильтрация [2] с подавлением горизонтальных осей отражений. Суммарное волновое поле полученного массива представляет некогерентную составляющую (рис. 2, а). Принимая во внимание возможность наличия разного рода дополнительных шумов, кроме непосредственно рассеянных волн, в ее формировании, применяются дополнительные процедуры обработки по суммарному волновому полю некогерентной составляющей. Учитывая физическое определение особенностей поля рассеянных волн [1] в качестве основного критерия успешности их выделения рассматривается увеличение значений суммарных амплитуд для известных участков разрушения породного массива. Для опробования процедур цифровой обработки, направленных на решение данной задачи выбраны волновые поля непродольных систем регистрации, т. е. с прохождением волн через саму картируемую неоднородность. Практика обработки, показывает, что с этой целью предпочтительно применение узкого полосового фильтра высокой частоты (рис. 2, б) с подчеркиванием локальных амплитудных аномалий, за счет когерентной фильтрации и при необходимости последующей миграции (рис. 2, в).

Рис. 1. Временной разрез по профилю

Литература

1. Лепендин Л. Ф. Акустика. М.: Наука, 1978. 534 с.

2. Хаттон Л., Уэрдингтон М., Мейкин Дж. Обработка сейсмических данных. Теория и практика. Пер. с англ. М.: Мир, 1989. 334 с.

3. Левянт В. Б., Антоненко М. Н. Антонова И. Ю. Исследование методами численного моделирования сейсмического поля, обусловленного рассеиванием на зонах диффузной кавернозностии и трещиноватости // Геофизика, 2004. № 2. С. 820.

Рис. 2. Выделение рассеянной составляющей суммарного волнового поля

4. Караев Н. А.,Фролова Е. Н., Анисимов А. А., Фирсов П. Н.

Физическое моделирование поля рассеянных сейсмических волн при просвечивании гетерогенных блоков. // Методы разведочной геофизики.

Сейсморазведка в рудных районах. Л., 1989. С. 2023.

5. Твердохлебов Д. Н., Воскресенский Ю. Н. Возможность использования сейсмических волн от дизъюнктивных нарушений для повышения надежности геологической интерпретации // Геофизика, 2010. № 6.

С. 1827.

6. Файзуллин И. С., Серегин А. В., Волков А. В. О связи энергии рассеянных волн в сейсмической локации бокового обзора (СЛБО) с физическими характеристиками пород // Геофизика, 2013. № 4. С. 6264.

7. Санфиров И. А., Бабкин А. И., Ярославцев А. Г., Прийма Г. Ю., Фатькин К. Б. Сейсморазведочные исследования условий разработки калийной залежи // Геофизика, 2011. № 5. С. 5359.

–  –  –

ТЕХНОЛОГИЯ КОМПЛЕКСИРОВАНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ

ГЕОЛОГИЧЕСКИХ, ГЕОФИЗИЧЕСКИХ, ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ

И ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ РАЗРЕЗОВ

ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

–  –  –

TECHNOLOGY OF INTEGRATION OF GEOLOGICAL, GEOPHYSICAL, PETROPHYSICAL AND GEOCHEMICAL STUDIES

OF THE CROSS-SECTIONS OF DEEP WELLS

С ростом глубин бурения скважин наблюдается тенденция снижения эффективности выделения в разрезе пластов-коллекторов и оценки характера насыщающих их флюидов. Это обусловлено целым рядом факторов как технологических, так и геологических [1, 2, 3, 4].

К технологическим факторам, в первую очередь, относится вскрытие пластов коллекторов в условиях существенных репрессий, что ведет к быстрому формированию зоны проникновения значительно превышающей радиус исследований современных скважинных геофизических приборов. Это существенно осложняет оценку характера насыщения возможных интервалов коллекторов.

К геологическим факторам можно отнести высокую степень уплотнения пород (Кп 10 %), усложнение структуры порового пространства, а так же неоднородности вещественного состава матрицы и цемента пород. Все это влияет на однозначность и достоверность работ по интерпретации данных ГИС.

В этих условиях повышение эффективности решения таких традиционных задач, как выделение в разрезе интервалов коллекторов и оценка характера их насыщения, возможно за счет комплексного подхода и анализа всей получаемой в процессе бурения и исследования скважин информации (ГИС, ГТИ, петрофизические и геохимические исследования каменного материала, визуализация и др.), дополненных современными методами (пиролиз, ЯМР и др.) [4].

В табл. 1 приведена технология обработки материалов исследований скважин, которая начинается формированием банка данных и заканчивается выбором объектов для испытания в колонне.

–  –  –

Пример комплексной обработки материалов для разреза Тюменской сверхглубокой скважины СГ-6 [1, 3] приведен на рис. 1.

На основе интерпретации материалов ГИС, результатов петрофизических и геохимических исследований керна и его визуализации построены комплексные геолого-геофизические модели разрезов ряда глубоких параметрических скважин (Тюменская СГ-6, Ярудейская ПССеверо-Мыйская ПС-1). Установлено, что комплексирование геофизических, геохимических и петрофизических методов исследований совместно с визуализацией керна существенно повышает геологическую информативность и детализацию изучаемых разрезов скважин и делает более обоснованным выбор объектов для испытаний в колонне.

В результате выполненных исследований в области комплексной интерпретации материалов ГИС, данных лабораторноаналитических петрофизических и геохимических исследований разработаны экспериментально-методические основы для построения достоверных геолого-геофизических моделей, определяющих и уточняющих перспективы нефтегазоносности изучаемых разрезов глубоких скважин.

Рис. 1. Геолого-геофизический разрез Тюменской сверхглубокой скважины СГ-6 (инт. 65846670 м) За счет комплексирования материалов интерпретации ГИС, данных лабораторно-аналитических петрофизических, геохимических исследований и визуализации керна на объектах глубокого параметрического бурения могут эффективно решаться основные задачи по детальному изучению структурно-геологических комплексов на больших глубинах.

Литература

1. Есипко О. А., Горбачев В.И., Соколова Т.Н. Физические свойства пород Тюменской сверхглубокой скважины по данным геофизических исследований // Геология и геофизика, 2000. Т. 41. № 6. С. 905919.

2. Сиротенко Л.В. Роль сверхглубокого и глубокого параметрического бурения в повышении качества интерпретации материалов геофизических методов и развитии минерально-сырьевой базы России в 21 веке // Перспективы развития геофизических методов в 21 веке: Мат. междунар. научно-практ.

конф. Пермь: Перм. университет, 2004. С. 138141.

3. Сиротенко Л. В., Горбачев В. И. Факторы развития коллекторов в нижней части разреза Тюменской сверхглубокой скважины // Геология и геофизика, 2000. Т. 41. № 4. С. 491502.

4. Сиротенко Л. В., Горбачев В. И., Тарханов Г. В., Стомпелев И. Е., Сиротенко О. И. Инновационные методы петрофизического обеспечения при исследованиях разрезов глубоких параметрических скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2014. № 7. С. 7279.

–  –  –

GRAVITY METHOD FOR OIL DEPOSITS PREDICTION

Одной из основных задач при проведении гравиметрических работ на территории бывшего СССР являлись поиски нефтяных и газовых месторождений. Важную роль в решении этой проблемы сыграли результаты геолого-геофизических исследований Пермского университета. Профессора А. К Маловичко и Б. К.Матвеев, их аспиранты, ставшие кандидатами и докторами наук, внесли большой вклад в становление кафедры геофизики университета. Многие из ее выпускников возглавили производственные подразделения, внедряя разработки кафедры по методике полевых измерений, обработке и интерпретации получаемых данных. Опубликование в 1974 году [1] научных трудов Камского отделения ВНИГНИ (вып. 160) объединило геологов и геофизиков различных регионов и явилось важным импульсом для последующего проведения Всесоюзных конференций, создания научных школ-семинаров, которые способствовали объединению науки и производства.

Известно, что объектами прогнозирования нефтяных месторождений осадочного комплекса Урало-Поволжья являются локальные структурные формы различных морфолого-генетических типов. Основным методом их выявления является сейсморазведка. Гравиразведка характеризуется важным преимуществом по сравнению с сейсморазведкой и другими геофизическими методами. Оно заключается в том, что гравитационное поле, в отличие от изучаемых ими физических полей, зависит от изменчивости аномальных масс в земной коре, создаваемых только одним физическим параметром - плотностью. Поэтому прямые задачи гравиразведки (определение особенностей полей по моделям геологических сред любой сложности) имеют однозначное решение. Это позволяет заранее рассчитывать особенности аномалий, создаваемых объектами поисков, ограничивать глубины их возможного расположения в геологических средах и повышать достоверность решения обратных задач.

Поскольку обратные задачи гравиметрического, как и других геофизических методов, не имеют однозначного решения, то только при наличии достаточной априорной информации о плотностных неоднородностях изучаемых геологических объектов и вмещающих сред можно рассчитывать на успех.

Изучению плотностей пород земной коры автором придается важное значение. По данным лабораторных измерений выполнено более 6 тысяч измерений по керну глубоких и структурных скважин, отобранному через установленный оптимальный интервал 1–2 м, а также по образцам пород с обнажений. Это позволило получить достаточно объективные данные об изменчивости плотностей пород в пределах нефтеносных структур осадочного комплекса над нефтяными залежами. При изучении изменчивости плотностей сульфатнокарбонатных отложений осадочного комплекса по разработанной нами методике были обработаны диаграммы промыслово-геофизических измерений (СК и ГГК) трехсот скважин. Это позволило получить достаточно достоверную информацию о латеральных плотностных неоднородностях пород осадочного чехла на участках нефтеносных структур, об их изменчивости в пределах плотностных границ и с глубиной по разрезам скважин [3].

По результатам определений плотностей, выполненных по промыслово-геофизическим данным на участках 23-х структур, установлено, что уменьшение средних значений параметра на сводах локальных поднятий по сравнению с крыльями в основном находится в пределах от –0,01 до –0,07 г/см3.

Изменчивость плотностей в отдельных детально изученных горизонтах локальных структур по керну также находится в этих пределах, что является подтверждением достоверности полученных данных [2–4].

Автором разработан и опробован на десятках структур результативный метод геолого-геофизического моделирования (ГГМ), позволяющий изучать особенности геологического строения нефтяных месторождений по данным высокоточных гравиметрических измерений. В отличие от методов качественной интерпретации гравитационных аномалий, он заключается в решении обратной линейной задачи гравиразведки [5, 7], в процессе которого создаются плотностные модели объектов прогнозирования одновременно с подбором теоретического и измеренного полей.

Разработанные технологии геолого-геофизического моделирования, направленные на изучение латеральных неоднородностей геологических сред, позволяют решать обратные задачи гравиразведки на количественном уровне с одновременной оценкой их достоверности по априорным данным.

Метод основан на двухслойной горизонтально-слоистой модели земной коры, состоящей из осадочного чехла и кристаллического фундамента. В зависимости от особенностей аномальных полей и геологических сред создаются однослойные модели, аппроксимирующие осадочный комплекс, или двухслойные, отображающие осадочный чехол и фундамент, по которым при необходимости выполняется их последующая детализация.

Модели представляются в цифровом или графическом изображениях в зависимости от размеров объектов прогнозирования и особенностей их геологического строения. По создаваемым физикогеологическим 2Д и 3Д моделям потенциально нефтегазоносных структур выявляются зоны разуплотнения пород над нефтяными залежами, представляющие особый интерес для постановки бурения наклонных и горизонтальных скважин. Часто разуплотнение прослеживается по всему осадочному комплексу на участках поднятий типа флексур над разломами кристаллического фундамента, что может служить дополнительной информацией для возможного выявления углеводородов в его глубинах. Результаты применения метода ГГМ является весьма успешным при выявлении нефтегазоносных структур различных морфолого-генетических типов, включая перекрытых соляными образованиями значительной мощности [4].

Применение целенаправленной методики полевых высокоточных измерений позволило прослеживать наиболее интенсивные локальные изменения гравитационного поля, отображающие особенности геологического строения нефтяных месторождений. Практическое соответствие величин латеральной изменчивости плотностей, определяемых по гравиметрическим и априорным данным, является надёжным критерием достоверности получаемых решений [3].



Pages:     | 1 | 2 || 4 |
Похожие работы:

«у И7 ЭФ П ИНСТИТУТ ТЕОРЕТИЧЕСКОЙ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЙ ФИЗИКИ Г А.АРУНОНЯНЦ, И Л.КИС1ЛГ В И !. В П К У Л Л К О ! !И А.МЕЛЬНИЧЕНКО. В.И СИЛАЕВ Й, В Ш И Д Л О В ' ' к i ' : В Л LIJKAP/IF T УГЛОВЫЕ КОР...»

«ФИЗИКА Синхротронное излучение С И НХ РО Т РО НН ОЕ И ЗЛУ ЧЕ НИ Е : И З РУ К Ф И З И КО В — В РУКИ С И НХ РО Т РО НН ОЕ И ЗЛУ ЧЕ НИ Е : И З РУ К Ф И З И КО В — В РУКИ В РАЧ Е Й В РАЧ Е Й В. Г. Недорезов Владимир Георгиевич Недорезов, доктор физико математических наук, заведующий лабораторией...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ "САРАТОВСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ Н.Г. ЧЕРНЫШЕВСКОГО" Кафедра физики пол...»

«Межрегиональная олимпиада школьников Высшая Проба, 2017 г. МАТЕМАТИКА, 2 этап стр. 1/10 Решения и критерии оценивания заданий олимпиады 7-1 Дано равенство (x 7)(x2 28x +...) = (x 11)(x2 24x +...). Вместо многоточий стоят не...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное агентство по образованию ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ физический факультет Квалификационная работа на соискание степени магистра Кафедра физики плазмы...»

«1 РАБОЧАЯ ПРОГРАММА Б1.В.ОД.3 "Комбинированная физико-химическая геотехнология" "21.05.04 Горное дело, специализация Открытые горные работы" Программа специалитета Набор 2012-2016 г. Факультет геологии, горного и нефтегазового дела Кафедра Горное дело Курс 4 Семестр...»

«VI олимпиада по химии "Юные таланты" I этап Итоговый тур. Методические рекомендации по оцениванию заданий. Приведено по одному из возможных вариантов решений заданий. Допускаются другие варианты, не искажающи...»

«Математика в высшем образовании 2012 № 10 МАТЕМАТИЧЕСКИЕ СОРЕВНОВАНИЯ В ВУЗАХ УДК 51-8 XVII ВСЕАРМЕЙСКАЯ ОЛИМПИАДА ПО МАТЕМАТИКЕ ДЛЯ КУРСАНТОВ ВЫСШИХ ВОЕННО-УЧЕБНЫХ ЗАВЕДЕНИЙ МИНИСТЕРСТВА ОБОРОНЫ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ В. Д. Лукьянов, В. Е. Спектор, О. В. Фаллер Учебный центр ОАО Авангард Россия, 195197, г. Санкт-Петербу...»

«Петрология, геохимия, геохронология СОСТАВ МИНЕРАЛОВ И МИНЕРАЛЬНЫЕ РЕАКЦИИ В ОРТОПИРОКСЕН – СИЛЛИМАНИТОВЫХ ПОРОДАХ СРЕДИ ГРАНУЛИТОВ ПОРЬЕЙ ГУБЫ (ЛАПЛАНДСКИЙ ГРАНУЛИТОВЫЙ ПОЯС) Лебедева Ю.М. ИГГД РАН...»

«Министерство образования Российской Федерации Подготовлено кафедрой неорганической химии Уральский государственный университет им. А.М. Горького Составитель Гусева А.Ф. Неорганическая химия Программ...»

«Лобинский Артем Анатольевич СИНТЕЗ МЕТОДОМ ИОННОГО НАСЛАИВАНИЯ И ИССЛЕДОВАНИЕ НАНОРАЗМЕРНЫХ КРИСТАЛЛОВ МЕТАЛЛ-КИСЛОРОДНЫХ СОЕДИНЕНИЙ, СОДЕРЖАЩИХ МАРГАНЕЦ, КОБАЛЬТ ИЛИ НИКЕЛЬ 02.00.21 Химия твердого тела АВТ...»

«, МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РА ЕРЕВАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Тоноян Ара Ервандович ИССЛЕДОВАНИЕ ОПТИЧЕСКИХ И МАГНИТООПТИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В МИКРОИ НАНОМЕТРИЧЕСКИХ АТОМАРНЫХ СЛОЯХ ЦЕЗИЯ, РУБИДИЯ И КАЛИЯ АВТОРЕФЕРАТ диссертации на с...»

«ЖУРНАЛ СТРУКТУРНОЙ ХИМИИ 2009. Том 50, № 2 Март – апрель С. 227 – 234 УДК 539.193+546.173.31 КВАНТОВО-ХИМИЧЕСКОЕ СВИДЕТЕЛЬСТВО СУЩЕСТВОВАНИЯ НОВОГО ИЗОМЕРА N2O3 — НИТРИТА НИТРОЗОНИЯ © 2009 И.И. Захаров1,2 *, О.И. Захарова2 Институт катализ...»

«Кировское областное государственное автономное образовательное учреждение дополнительного образования детей Центр дополнительного образования одаренных школьников" _ ХИМИЯ Летняя многопредметная школа Заочное обучение ЗАДАНИЯ И РЕШЕНИЯ ВСТУПИТЕЛЬНОЙ РА...»

«Пояснительная записка. Курс "Математика в твоих руках" носит практический характер по развитию логического мышления, умения правильно, обоснованно и последовательно рассуждать, находить наиболее удачные пути решения задач и т. д....»

«Пояснительная записка Курс "Физическая география Кабардино-Балкарской республики" является составной частью национально-регионального компонента базисного учебного плана школьного географического образования. Он опирается на знания учащихся по физикогеографическим дисциплинам: "География. Начальный курс" 6 класс, "География...»

«5В071700 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА ЭЛЕКТИВНЫЕ ДИСЦИПЛИНЫ № Цикл Наименование дисциплины Кол-во п/п дисцип кредитов лин 3 семестр Спецглавы математики.Уравнения теплопроводности и методы их решения БД Спецглавы математики. Уравнения тепломассообмена и методы их решения Теплофизика БД Молекулярная физика и термодинамика Термодинамичес...»

«РЫБАЛКА АЛЕКСАНДР ВИКТОРОВИЧ СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ЗЕМНОЙ КОРЫ СРЕДНЕГО УРАЛА (ПО МАТЕРИАЛАМ СРЕДНЕ-УРАЛЬСКОГО ТРАНСЕКТА) Специальность 25.00.10 – “Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых” ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук Науч...»

«5 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Волгоградский государственный университет" институт Математики и информационных технологий кафедра Информационных систем и компьютерного моделирования Допустить работу к защите Зав. каф. ИСКМ А. В. Хоперсков "" 2015г...»

«ББК Р627.703 СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЙ ФИЗИОЛОГО-БИОХИМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ У ШКОЛЬНИКОВ НА УРОКЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОМПЬЮТЕРА И В КОНТРОЛЬНОМ КЛАССЕ С.А. Сокотун, В.Г. Подковкин ГОУ ВПО "Самарский государственный университет", г. Самара Рецензент С.В. Фролов Ключевые слова и фразы:...»

«Группа компаний "ЕТС" Химические реагенты для нефтегазодобывающей промышленности Российско-шведское совместное предприятие "ЕТС" является крупнейшим поставщиком импортного специального химического сырья в России. В данной брошюре предлагаем химическое сырьё для нефтегазодобывающей промышленности, а...»

«ПАСПОРТ БЕЗОПАСНОСТИ в соответствии с Постановлением (EU) No.1907/2006 ENERGY BAR 2 L GB/D/F/I/NL/PL/H Номер заказа: 0712751 WM 0712751 Версия 1.6 Дата Ревизии 10.03.2017 Дата печати 11.05.2017 РАЗДЕЛ 1: Идентификация химической продукции и сведения о производителе или по...»

«Сейсмические приборы. 2016. Т. 52, № 4, с.43-56. DOI: 10.21455/si2016.4-4 УДК 53.082:539.32:550.832.9:556.34.042 Опыт регистрации вариаций уровня и физико-химических параметров подземных вод в пьезометрических скважинах, вызванных сильными землетрясениями (на примере Камчатки) 2016 г. Г.Н. Копылова, С.В. Болдина, А.А. Смир...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации ФГБОУ ВО "Тверской государственный университет"Утверждаю: )водитель ООП Рясенский С.С. 1бря 2015г. Рабочая программа дисциплины (модуля) (с аннотацией) Атомно-абсорбционный и атомно-эмиссионный методы анализа. Направление подготовки 04.03.01 химия Профиль подготовки Аналитическая...»

«АКАДЕМИЯ НАУК СССР СИБИРСКОЕ ОТ ДЕЛЕНИЕ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И ГЕОФИЗИКИ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СОБЫТИЯ АНТРОПОГЕНОВОГО ВРЕМЕНИ НА ТЕРРИТОРИИ СИБИРИ АКАДЕМИЯ НАУК СССР СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ ИНСТИТУ...»








 
2017 www.net.knigi-x.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные матриалы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.